RFE-1-YE_-EEC-IDO-001-REVA Coordinación Protecciones.pdf

PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN S.A

PROYECTO PROJECT

RESERVA FRÍA ETEN CONTRATISTA CONTRACTOR

TÍTULO TITLE

COORDINACIÓN PROTECCIONES

Nº DE DOCUMENTO PROYECTO PROJECT DOCUMENT Nº

RFE-1-YE_-EEC-IDO-001

REV A EDITADO PARA ISSUED FOR

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20-11-2014

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COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A

RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/ de/of 288

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CONTROL DE MODIFICACIONES/CHANGE LOG

Revisión

Revision

Fecha

Date

Modificaciones

Modifications

A 20/11/14

EDICIÓN INICIAL






ÍNDICE

1. OBJETO ............................................................................................................................. 5

2. REFERENCIAS ................................................................................................................... 6

3. DATOS DE PARTIDA ......................................................................................................... 8

3.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS .............................................................. 8

3.1.1. RED DE 220 KV .................................................................................................... 8

3.1.2. TRANSFORMADOR PRINCIPAL .......................................................................... 8

3.1.3. TRANSFORMADOR AUXILIAR ............................................................................. 9

3.1.4. GENERADORES ................................................................................................... 9

3.1.5. TRANSFORMADORES M.T./M.T. ....................................................................... 10

3.1.6. TRANSFORMADORES M.T./B.T. ........................................................................ 10

3.1.7. MOTORES DE M.T. ............................................................................................. 11

3.1.8. CARGAS DE B.T. ................................................................................................ 12

3.1.9. GENERADOR DIESEL DE EMERGENCIA.......................................................... 12

3.1.10. LÍNEA DE TRANSMISIÓN ................................................................................... 12

3.1.11. CABLES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN ............................................................... 12

4. SETTINGS RELÉS DE PROTECCIÓN ............................................................................. 14

4.1. GE MULTILIN T60 ............................................................................................... 14

4.2. GE MULTILIN F650 ............................................................................................. 16

4.3. 50GE MULTILIN 339 ........................................................................................... 21

4.4. GE MULTILIN 350 ............................................................................................... 23

5. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN. ............................................................................................................. 26

5.1. ACOMETIDA DESDE TRANSFORMADOR AUXILIAR ........................................ 26

5.2. ACOMETIDA DESDE GENERADOR AUXILIAR ................................................. 28

5.3. MEDIDA DE BARRA ............................................................................................ 29

5.4. TRANSFORMADOR DE AISLAMIENTO (LCI) .................................................... 29

5.5. TRANSFORMADOR DE EXCITACIÓN ............................................................... 30






5.6. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE MT/BT ...................................... 31

5.7. TRANSFORMADORES DE MT/MT – MOTORES DE MT ................................... 32

6. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA DE BAJA TENSIÓN. ............................................................................................................... 35

6.1. ACOMETIDAS ..................................................................................................... 35

6.2. ACOPLAMIENTO DE BARRAS ........................................................................... 36

6.3. ACOMETIDA GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA ............................................. 37

6.4. MEDIDA DE BARRAS ......................................................................................... 38

6.5. ALIMENTACIONES FEEDER .............................................................................. 38

6.6. MOTORES CON MEDIDA DIRECTA................................................................... 39

7. ANEXOS ........................................................................................................................... 41






1. OBJETO

El objeto del presente documento es establecer los criterios para el ajuste y la coordinación de

las protecciones eléctricas del sistema eléctrico de la Planta de Reserva Fría de Eten (Perú), a

fin de establecer las características que deberán tener los equipos.

El estudio se ha realizado con el programa de diseño, análisis y simulación de sistemas

eléctricos ETAP Powerstation, de Operation Technology, Inc., versión 12.0.0C.






2. REFERENCIAS

[1] ISA-REP: PE-REQU-ANTE-2011-D230 “Anteproyecto de Ingeniería Subestación Reque

220 kV y obras conexas”

[2] Email RFE-CPI-GE-EML-0070. de 2012-12-13 con datos de la red 220 kV.

[3] Doc. 401A6263 “GE LOAD SUMMARY”

[4] Diagram 105T6742 “ONE LINE DIAGRAM GAS TURBINE”

[5] RFE-1-YTU-EDU-IDO-300 “Diagrama Unifilar General”

[6] RFE-1-YTU-EDU-IDO-310 “Diagrama Unifilar Cabinas 6,6 kV 1BBA51

[7] RFE-1-YTU-EDU-IDO-311 “Diagrama Unifilar Cabinas 480V 1BFA51/53-BMA52”

[8] RFE-1-YTU-EDU-IDO-303 “Esquema unifilar simplificado baja tensión”

[9] RFE-1-YTU-EDU-IDO-302 “Unifilar de proteccion y medida”

[10] RFE-1-BAT-EHP-IDO-001 “HOJA DE DATOS TRANSFORMADOR PRINCIPAL”

[11] RFE-1-BBT-EDA-SIE-003 “Placa de características de Transformador Auxiliar”

[12] RFE-1-BFT-EHP-CON-001 “Hojas de datos Transformadores MT-BT”

[13] RFE-1-YE_-ELC-IDO-001 “Lista de Consumidores Electricos”

[14] RFE-1-YE_-ECE-IDO-001 “Cálculos Eléctricos”

[15] RFE-1-MKA-ESO-WRT-002 “Principal Protection scheme”

[16] RFE-1-MKA-EEC-WRT-001 “Protection Relay Settings, MV System”

[17] RFE-1-MKA-EEC-WRT-002 “LV Breaker Settings”

[18] 106T0023 “Generator Electrical Data”






[19] C184 “Protection Report_Planta de Etan_R0”

[20] PE-AM14-ETEN-D066 - 60-ETEN-PRB-2256-PE-A “Estudio de Coordinación de

Protecciones de Línea 220 kV y Subestación Reque 220 kV”

[21] 726191_607M_MDS_- Atomizing Air, Motor Information

[22] 726191_607M_SST_- Atomizing Air, Motor Safe Stall Time Curve

[23] 726191_607M_TSC_- Atomizing Air, Motor Speed-Torque Curve

[24] 726191_A35A_MDS_- Water Injection Pump, Motor Information

[25] IEEE C37.91-2008: IEEE Guide for Protecting Power Transformers.

[26] IEEE C37. 96-2000: IEEE Guide for AC Motor Protection.

[27] IEC 60255 Electrical relays.

[28] IEEE C37.102-2006: IEEE Guide por AC Generator Protection.

[29] IEEE 242-2001: IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial

and Commercial Power Systems.

[30] Manuales relés de protección






3. DATOS DE PARTIDA

3.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS

3.1.1. Red de 220 kV

De acuerdo a lo establecido en la referencia [2], se considera la red de 220 kV definida por los

siguientes valores:

Tensión nominal ............................................................................................................ 220 kV

Puesta a tierra del neutro del sistema ................................................................. Rígido a tierra

Frecuencia nominal ......................................................................................................... 60 Hz

Intensidad de cortocircuito trifásica ................................................................................. 9,3 kA

Intensidad de cortocircuito monofásica ......................................................................... 10,5 kA

3.1.2. Transformador principal

Los parámetros principales del transformador principal son los siguientes (ver [10] de la sección

2):

Potencia nominal ............................................................................................... 225 / 300 MVA

Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF

Relación de transformación .................................................................................... 220 / 18 kV

Regulación: ............................................................................................. en carga, ± 10 x 1,5%

Tensión de cortocircuito ................................................................................... 10% (225 MVA)

Grupo de conexión .......................................................................................................... YNd1

Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida






3.1.3. Transformador auxiliar

Los parámetros principales del transformador auxiliar son los siguientes (ver [11] de la sección

2):

Potencia nominal ............................................................................................... 8,5 / 11,5 MVA

Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF

Relación de transformación ..................................................................................... 18 / 6,9 kV

Regulación: .............................................................................................. en vacío, ± 2 x 2,5%

Tensión de cortocircuito .................................................................................... 10% (8,5 MVA)

Grupo de conexión ......................................................................................................... Dyn11

Neutro a tierra ...................................................................... Mediante resist. De 796,74 Ω (5A)

3.1.4. Generadores

Los datos y curvas considerados para el generador de la turbina principal son los siguientes:

Generador Principal (ver [18] de la sección 2)

Tensión nominal .............................................................................................................. 18 kV

Potencia aparente nominal ...................................................................................... 279,5 MVA

Potencia activa nominal ............................................................................................ 223,6 MW

Factor de potencia ........................................................................................................ 0,8 p.u.

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo ....................................... 167 MVAr

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ...................................... -86 MVAr

Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,17 p.u.

Neutro a tierra .......................................................................... Mediante trafo-resist. (10Aprim)

Los datos del generador auxiliar se muestran a continuación:

Generador Auxiliar (ver [20] de la sección 2)

Tensión nominal ........................................................................................................... 6.600 V

Potencia aparente nominal .................................................................................... 10,549 MVA

Potencia activa nominal .............................................................................................. 8,44 MW

Factor de potencia ...................................................................................................... 0,80 p.u.






Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo .......................................6,33 MVAr

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ................................... -3,29 MVAr

Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,16 p.u.

Neutro a tierra ........................................................................... Mediante resist. De 762 Ω (5A)

3.1.5. Transformadores M.T./M.T.

Se han empleado las siguientes características de los transformadores de los motores de MT

(ver [21] de la sección 2):

Potencia nominal ......................................................................................................... 600 kVA

Refrigeración ....................................................................................................................... AN

Relación de transformación ................................................................................ 6,6 / 0,505 kV

Regulación de tensión ............................................................................................... En vacío

Regulación en el primario .......................................................................................... 2x2,5%

Tensión de cortocircuito ...................................................................................................... 6 %

Grupo de conexión ............................................................................................................. Yd1

Neutro ............................................................................................................................ Aislado

Se han empleado las siguientes características del Transformador de Aislamiento del LCI:

Potencia nominal ..................................................................................... 5450-2725/2725 kVA

Configuración........................................................................................................ 3 devanados


Relación de transformación .......................................................................... 6,6 / 2,08-2.08 kV


Grupo de conexión ......................................................................................................... Dy1d1

Neutro ............................................................................................................................ Aislado

3.1.6. Transformadores M.T./B.T.

Se han empleado las siguientes características de los transformadores de servicio de MT/BT (ver

[12] de la sección 2):






Potencia nominal ....................................................................................................... 3500 kVA


Relación de transformación ................................................................................ 6,6 / 0,505 kV

Regulación de tensión ............................................................................................... En vacío

Regulación en el primario .......................................................................................... 2x2,5%

Tensión de cortocircuito .................................................................................................... 12 %

Grupo de conexión ......................................................................................................... Dyn11

Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida

Se han empleado las siguientes características del transformador de excitación:

Potencia nominal ....................................................................................................... 1500 kVA

Refrigeración .................................................................................................................. ONAN

Relación de transformación .................................................................................. 6,6 / 0,45 kV


Grupo de conexión ............................................................................................................. Yd1

Neutro ............................................................................................................................ Aislado

3.1.7. Motores de M.T.

De acuerdo a la lista de consumidores de la planta, ver [13] de la sección 2, se describen a

continuación los motores de MT:

Motor Pn

[kW]

Un

[V]

Cos φ

[%]

Rend.

[%]

Utilizac.

[%]

ATOMIZING AIR SYSTEM COMPRESSOR

DRIVE MOTOR 1 375 4000 92 93,22 85

ATOMIZING AIR SYSTEM COMPRESSOR

DRIVE MOTOR 2 375 4000 92 93,22 85

WATER INJECTION PUMP MOTOR 88WN-1 224 4000 92 93 55

WATER INJECTION PUMP MOTOR 88WN-2 224 4000 92 93 55






Estos motores irán alimentados, cada uno, a través de un transformador reductor de M.T./M.T.

(ver sección 3.1.5).

3.1.8. Cargas de B.T.

Las cargas de BT vienen descritas en el documento [13] indicado en la sección 2.

3.1.9. Generador Diesel de Emergencia

La potencia neta en bornas del grupo motor-generador viene determinada por el grupo motor y

es la siguiente:

Potencia en emergencia-standby (ESP) ................................................... 2123 kW / 2654 kVA

Potencia continua (PRP) ........................................................................... 1873 kW / 2342 kVA

Los datos principales del generador de emergencia son:

Tensión nominal .............................................................................................................. 480 V

Potencia aparente nominal (calentamienteo 105ºC continuo) .................................... 2736 kVA

Factor de potencia ...................................................................................................... 0,80 p.u.

Reactancia subtransitoria saturada X”d ...................................................................... 0,11 p.u.

Velocidad giro del motor ............................................................................................ 1800 rpm

3.1.10. Línea de Transmisión

Se considera la línea de transmisión aérea desde la planta ‘Reserva Fría Eten’ hasta S.E.

Reque, situada a 2.92 km mediante cable ‘Narcissus’ (1272 MCM).

3.1.11. Cables de Media y Baja Tensión

Los cables de Media Tensión considerados son:

Carga Configuración Cable Material Aislamiento Longitud [m]

Acometida Tablero M.T. 3x(4x(1x240mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40

Trafo Excitación 3x(1x150mm2) Cu XLPE (6/10 kV) 40







Trafo LCI 3x(3x(1x240mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40

Tablero MT Black Start 3x(3x(1x300mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 120

Generador Auxiliar (BS) 3x(3x(1x300mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 20

Trafo Black Start 3x(1x300mm2) Cu XLPE (6/10 kV) 20

Trafo M.T./B.T. (1BFT51) 3x(2x(1x185mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40

Trafo M.T./B.T. (1BFT53) 3x(2x(1x185mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40

Trafo Atomizing Air 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 100

Motor Atomizing Air 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50

Trafo Atomizing Air 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 100

Motor Atomizing Air 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50

Trafo Water Injection 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 70

Motor Water Injection 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50

Trafo Water Injection 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 70

Motor Water Injection 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50

Además, se han considerado los siguientes cables de Baja Tensión:


Generador Diesel Emerg. 3x(6x(1x300mm2)) Cu XLPE (0,6/1kV) 50

Sistema PCI 3x(2x(1x240mm2))+2x(

1x120mm2) Cu XLPE (0,6/1kV) 115






4. SETTINGS RELÉS DE PROTECCIÓN

4.1. GE Multilin T60

Los settings de las funciones de protección del relé GE Multilin T60 son los siguientes:

Sobreintensidad temporizada (51PV)

Descripción Rango Step

Input type [PHASOR – RMS] N/A

Pickup level [0.00 : 30.00] pu 0.001 pu

Curve shape

IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse

IEC Curve A / B / C/ short-time inverse

IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse

I2t

Definite Time

N/A

Time dial [0.00 : 600.00] 0.01

Reset type [INSTANTANEOUS – TIMED] N/A

Voltage restraint [DISABLED – ENABLED] N/A

Sobreintensidad instantánea (50P)


Input type [SRC 1 – SRC 2 – SRC 3 – SRC 4] N/A


Trip time [0.00 : 600.00] 0.01

Reset time [0.00 : 600.00] 0.01

Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)




Curve shape




I2t

Definite Time

N/A

Time dial [0.00 : 600.00] 0.01


Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)









Trip time [0.00 : 600.00] 0.01

Reset time [0.00 : 600.00] 0.01

Sobrecorriente temporizada de neutro (51N)




Curve shape




I2t

Definite Time

N/A

Trip dial [0.00 : 600.00] 0.01


Protección diferencial porcentual (87)


Differential pickup [0.050 : 1.00] 0.001

Differential slope 1 [15% : 100%] 1%

Differential break 1

(Kneepoint 1) [1.0 : 2.0] 0.001

Differential break 2

(Kneepoint 2) [2.000 : 30.000] 0.001

Differential slope 2 [50% : 100%] 1%

Inrush inhibit function [DISABLED – ADAPT. – TRAD. 2ND] N/A

Inrush inhibit mode [PER PHASE – 2 OUT OF 3 – AVERAGE] N/A

Inrush inhibit level [1.0% : 40.0%] 0.1%

Overexcitation inhibit

function [DISABLED – 5th] N/A

Overexcitation inhibit

level [1.0% : 40.0%] 0.1%

Protección diferencial instantánea (87)







Differential pickup [2 : 30.00] 0.001

Voltios por Hertz (24)



Pickup Level [0.80 : 4.00] pu 0.01 pu

Curves [Definite Time – Inverse A/B/C – FlexCurve

A/B/C/D] N/A

Multiplier [0.05 : 600.00] 0.01

Time Reset [0.0 : 1000.0] s 0.1 s

Sincronismo (25)


Max voltage difference [0 : 400000] V 1 V

Max angle difference [0 : 100] Deg 1 Deg

Max frequency diff. [0.00 : 2.00] Hz 0.01 Hz

Max frequency

hysteresis [0.00 : 0.10] Hz 0.01 Hz

Dead source selection

None

LV1 and DV2

DV1 and LV2

DV1 or DV2

DV1 Xor DV2

DV1 and DV2

N/A

Dead V1 max voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu

Dead V2 max voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu

Live V1 min voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu

Live V2 min voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu

4.2. GE Multilin F650

Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin F650 son los siguientes:

Sobreintensidad temporizada (51PV)









Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Curve shape


IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-time

inverse


I2t

Definite Time

ANSI Extremely Inverse/ Moderately Inverse /

Normally Inverse / Very Inverse

Rectifier Curve

N/A

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A

Voltage restraint [DISABLED – ENABLED] N/A

Sobreintensidad instantánea (50P)



Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s




Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Sobreintensidad temporizada de neutro (51N)


Input type [PHASOR] N/A

Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Curve shape


IEC Curve A / B / C long-time inverse / short-time

inverse


I2t

N/A







Definite Time

Rectifier Curve

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s


Sobreintensidad instantánea de neutro (50N)


Input type [PHASOR] N/A

Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s




Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Curve shape


IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-time

inverse curve


I2t

Definite Time

Rectifier curve

N/A

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s


Sobreintensidad temporizada para sistemas de tierra sensible (51SG)



Pickup level [0.005 : 16.000] 0.001 A

Curve shape


IEC Curve A / B / C / long-time inverse / short-time

inverse


I2t

N/A







Definite Time

Rectifier curve

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s


Sobreintensidad instantánea para sistemas de tierra sensible (50SG)



Pickup level [0.005 : 16.000] 0.001 A

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Mínima tensión de fase(27P)


Input mode [PHASE-PHASE, PHASE-GROUND] N/A

Pickup level [3 : 300] 1 V

Curve shape [DEFINITE TIME – INVERSE TIME] N/A

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s

Minimum voltage [0 : 300] 1 V

Operation logic [ANY PHASE, TWO PHASES, ALL PHASES] N/A

Supervision by breaker [DISABLED – ENABLED] N/A

Sobretensión de fase (59P)


Pickup level [3 : 300] 1 V

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Operation logic [ANY PHASE, TWO PHASES, ALL PHASES] N/A

Sincronismo (25)


Dead bus voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V

Live bus voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V

Dead line voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V

Live line voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V

Max voltage difference [2.00 : 300.00] 0.01 V

Max angle difference [2.0 : 80.00] 0.1 Deg







Max frequency slip [10 : 5000] 10 mHz

Breaker closing time [0.01 : 600.00] 0.01 s

DL-DB function [DISABLED – ENABLED] N/A

LL-DB function [DISABLED – ENABLED] N/A

DL-LB function [DISABLED – ENABLED] N/A

Imagen térmica (49)


Heating constant [3.0 : 600.0] 0.1 min

Cooling constant [1.00 : 6.00] 0.01 times Hc

Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Alarm level [1.0 : 110.0] 0.1 %

Secuencia Negativa (46)


Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A

Curve shape


IEC Curve A / B / C / long-time inverse / short-time

inverse


I2t

Definite Time

Rectifier curve

N/A

Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s


Rotor Bloqueado (48)



Full load current [0.10 : 10.00] 0.01 kA

Pickup level [1.01 : 109.00] 0.01 x FLC

Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s

Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s






Máximo número de arranques (66)


Full load current [0.5 : 10.0] 0.1 A

Supervision by breaker [DISABLED – ENABLED] N/A

Minimum stop time [0.0 : 900.0] 0.01 s

Number of start-ups [0 : 10] 1

Restart time [0 : 100] 1 min

Reset counter [DISABLED – ENABLED] N/A

4.3. 50GE Multilin 339

Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin 339 son los siguientes:

Sobreintensidad temporizada (51P – Mechanical Jam)


MECH JAM PKP [1.01 : 4.50] x FLA 0.01 x FLA

MECH JAM DELAY [0.00 : 30.00] s 0.01 s

Sobreintensidad instantánea (50P – Short Circuit)


S/C PKP [1.00 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

S/C Delay [0.00 : 60.00] 0.01 s

Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Fault)


GND ALARM PKP (para

CT con secundarios a 1A

ó 5 A)

[0.03 : 1.00] x FLA 0.01 x FLA

GND ALARM PKP (para

CT con ratio 50:0.025) [0.50 : 15.00] x FLA 0.01 x FLA

GND ALARM ON RUN [0.00 : 60.00] s 0.01 s

GND ALARM ON START [0.00 : 60.00] s 0.01 s

GND TRIP PKP (para CT

con secundarios a 1A ó

5 A)

[0.03 : 1.00] x FLA 0.01 x FLA







GND TRIP PKP (para CT

con ratio 50:0.025) [0.50 : 15.00] x FLA 0.01 x FLA

GND TRIP ON RUN [0.00 : 5.00] s 0.01 s

GND TRIP ON START [0.00 : 10.00] s 0.01 s

Imagen térmica (49 – Thermal Protection)


START PROTECTION

[Off – On – Contact Input 1 to 10 – Virtual Input

1 to 32 – Remote Input 1 to 32 – Logic Element 1

to 16]

N/A

LOCKED ROTOR

CURRENT [2.0 : 11.0] x FLA 0.1 x FLA

SAFE STALL T COLD [1.0 : 600.0] 0.1 s

THERMAL O/L CURVE [Standard – FlexCurve] N/A

CURVE MULTIPLIER [1 : 15] 1

THERMAL O/L PKP [1.01 : 1.25] x FLA 0.01 x FLA

UNBALANCE K FACTOR [0 : 19] 1

COOL TIME RUNNING [1 : 1000] min 1 min

COOL TIME STOPPED [1 : 1000] min 1 min

HOT / COLD RATIO [0.01 : 1.00] 0.01

RTD BIAS FUNC [Disabled – Enabled] N/A

RTD BIAS MINIMUM [0 : 130] ºC 1ºC

RTD BIAS CENTER [40 : 155] ºC 1ºC

RTD BIAS MAXIMUM [130 : 250] ºC 1ºC

THERMAL ALARM FUNC [Disabled – Enabled] N/A

THERMAL ALARM PKP [10 : 100] % 1%

AUTORESET TCU≤15% [Auto – Manual] N/A

Secuencia Negativa (46 – Current Unbalance)


UNBAL ALARM PKP [4% : 40%] 1%

UNBAL ALARM DELAY [1.00 : 60.00] s 0.01 s

UNBAL TRIP PKP [4% : 40%] 1%

UNBAL TRIP DELAY [1.00 : 60.00] s 0.01 s

Rotor Bloqueado (48 – Acceleration Time Trip)







ACCELERATION TIMER [1.0 : 250.0] s 0.1 s

(2 speed motor application)

ACCEL T ON STOPPED [1.0 : 250.0] s 0.1 s

ACCEL T ON LOW SPD [1.0 : 250.0] s 0.1 s

Máximo número de arranques (66 – Start Inhibit)


THERMAL INHIBIT [0 : 25] % 1%

START/HOUR LIMIT [1 : 5] 1

TIME BETWEEN STARTS [1 : 3600] s 1 s

RESTART INHIBIT [1 : 50000] s 1 s

4.4. GE Multilin 350

Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin 350 son los siguientes:

Sobreintensidad temporizada (51P – Phase Timed Overcurrent)


PH TOC PKP [0.04 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

PH TOC CURVE



Definite Time

IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-

time inverse

IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse /

Short

User Curve

FlexCurve A / FlexCurve B

N/A

PH TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01

PH TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A

Sobreintensidad instantánea (50P – Phase Instanteneous Overcurrent)







PH IOC1/2 PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

PH IOC1/2 DELAY [0.00 : 300.00] s 0.01 s

Sobreintensidad temporizada de tierra (51G –Ground Timed Overcurrent)


GND TOC PKP [0.04 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

SENS GND TOC PKP [0.005 : 3.000] x FLA 0.001 x FLA

GND TOC CURVE



Definite Time


time inverse


Short

User Curve


N/A

GND TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01

PH TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A

Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Instantaneous Overcurrent)


GND IOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

SENS GND IOC PKP [0.005 : 3.000] x FLA 0.001 x FLA

GND IOC DELAY [0.00 : 300.00] s 0.01 s

Sobreintensidad temporizada de neutro (51N – Neutral Timed Overcurrent)


NTRL TOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

NTRL TOC CURVE



Definite Time


time inverse


Short

User Curve


N/A







NTRL TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01

NTRL TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A

NTRL TOC DIRECTION [Disabled – Forward – Reverse] N/A

Sobreintensidad instantánea de neutro (50N – Neutral Instantaneous Overcurrent)


NTRL IOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA

NTRL IOC DELAY [0.00 : 300.00] 0.01 s

NTRL IOC DIRECTION [Disabled – Forward – Reverse] N/A

Mínima tensión de fase (27P – Phase Undervoltage)


PH UV PKP [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT

PH UV CURVE [Definite Time – Inverse Time] N/A

PH UV DELAY [0.1 : 600.0] s 0.1 s

PH UV PHASES [Any One – Any Two – All Three] N/A

PH UV MIN VOLTAGE [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT



PH OV PKP [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT

PH OV DELAY [0.1 : 600.0] s 0.1 s

PH OV PHASES [Any One – Any Two – All Three] N/A






5. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA

DE MEDIA TENSIÓN.

En general, el ajuste de protecciones está determinado por la capacidad y comportamiento de

los equipos:

El margen de tiempo será de ~ 200 ms para la máxima corriente de falta.

Las curvas Tiempo-corriente no se superpondrán.

A continuación se establecen los valores para la parametrización de las protecciones según la

aplicación de cada cabina. En el Anexo IV se incluyen las parametrizaciones de los relés de

protección para los equipos del sistema de MT. En el Anexo V se incluyen las curvas de

selectividad tiempo-corriente correspondiente a equipos de MT.

5.1. Acometida desde Transformador Auxiliar

Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51P)

Pickup level: ajustado al aproximadamente 130% (479,5 Alado_18kV y 1250 Alado_6.9kV) de

la corriente nominal del Transformador Auxiliar.

Time dial: 0,23 (requerido para una correcta protección del transformador y para una

coordinación selectiva con las protecciones de ‘aguas abajo’)

Curve shape: IEC curve C.

Sobreintensidad instantánea de fase (50P)

Pickup level: ajustado a unas 10 veces el valor de la corriente nominal del

Transformador Auxiliar para permitir su energización.

Trip time: 0,2 s para permitir selectividad con los protecciones del sistema de MT.


Pickup level: ajustado a 5 Aprimario del transformador de corriente instalado en el neutro

del Transformador Auxiliar.

Time delay: 5 s







Pickup level: ajustado a 3 Aprimario del transformador de corriente instalado en el neutro

del Transformador Auxiliar.

Time dial: 1

Curve Shape: IEC – Curve B

Diferencial de transformador (87T)

Pickup: ajustado al 10% de la corriente nominal del transformador de corriente del

lado de AT.

Slope 1: 30 %

Break 1: Ajustado a 2 pu.

Break 2: Ajustado a 3,7 pu.

Slope 2: 85 %

Inrush Inhibit Function: “Adapt.”

Inrush Inhibit Mode: “2 out of 3”

Inrush Inhibit Level: 20 %

Overexcitation Inhibit Function: “5th”

Overexcitation Inhibit Level: 20 %

Protección de Voltios por Hercios (24)

Pickup level: ajustado al aproximadamente 110% de la relación V/Hz nominal del

Transformador Auxiliar.

Time dial: 0,8

Curve shape: Inverse A

Time reset: 600 s.

Protección de sincronismo (25)

Fuente de tensión V1: Lado 18 kV

Fuente de tensión V2: Lado 6,6 kV

Máx Diferencia de Tensión: 8% de la tensión nominal

Máx Diferencia de Ángulo: 12 Deg

Máx Diferencia de Frecuencia: 0,20 Hz






Máx Histéresis de Frecuencia: 0,03 Hz

Selección de fuente de barra muerta: LV1 and DV2

Máx Tensión barra V1 muerta: 30% de la tensión nominal

Máx Tensión barra V2 muerta: 30% de la tensión nominal

Mín Tensión barra V1 viva: 70% de la tensión nominal

Mín Tensión barra V2 viva: 70% de la tensión nominal

Esta protección actuará como una verificación de sincronismo, o synchrocheck, para

realizar una sincronización segura en el interruptor de servicios auxiliares desde el

sistema de sincronización ubicado en el Black Start.

5.2. Acometida desde Generador Auxiliar


Pickup level: ajustado al mismo nivel (aproximadamente) que la protección

parametrizada en el interruptor de salida del Black Start. 1050 Aprimario.

Time dial: 0,25 de forma que permita una selectividad con la acometida desde el

Transformador Auxiliar y permita la energización del Transformador de Aislamiento

(LCI).

Curve shape: IEC curve C.


Pickup level: ajustado a 7500 Aprimario para permitir la energización del Transformador

de Aislamiento (LCI).

Trip time: 0,17 s de forma que permita la energización del Transformador de

Aislamiento (LCI).

Sobreintensidad instantánea de tierra (50SG)

Pickup level: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor

de salida del Black Start. 3 Aprimario.

Time delay: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor

de salida del Black Start. 0,1 s






Sobreintensidad temporizada de tierra (51SG)

Pickup level: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor

de salida del Black Start. 2 Aprimario.

Time dial: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor de

salida del Black Start. 0,8 s

Curve shape: Tiempo Definido.

5.3. Medida de Barra

Mínima tensión de fase(27P)

Pickup level: ajustado al 90% Un del sistema de MT (para disparar los motores del

sistema de MT).

Time dial: 0,5 s.


Pickup level: ajustado al 110% Un del sistema de MT.

Trip time: 2 s.

Esta función de protección, únicamente generará una ALARMA.

5.4. Transformador de Aislamiento (LCI)



transformador de corriente para permitir la energización del Transformador de

Aislamiento (LCI).

Trip time: 0,12 s


Pickup level: ajustado al 100 % de la corriente nominal del Transformador de

Aislamiento de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a

la curva de daños del transformador.






Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la energización del

transformador (valor de referencia: 0,8 s).

Curve shape: IEC – Curve C.


Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de

la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.

Trip time: 0,08 s




Time dial: 0,7 s

Curve shape: Tiempo Definido

5.5. Transformador de Excitación




Excitación.

Trip time: 0,12 s

Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tension (51P)


Aislamiento de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a













Trip time: 0,08 s




Time dial: 0,7 s


5.6. Transformadores de Distribución de MT/BT




Distribución.

Trip time: 0,15 s



Distribución de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a








Trip time: 0,08 s









Time dial: 0,7 s


5.7. Transformadores de MT/MT – Motores de MT

El ajuste de las protección para este tipo de salidas se ha realizado de acuerdo a la

documentación facilitada por GE ([21] al [24]) indicada en la sección 2 y a experiencias previas

en motores similares. Debido a la falta de información facilitada por GE, los ajustes se han

parametrizado de manera conservadora pudiéndose, de esta manera, producirse disparos

intempestivos. A pesar de haberse diseñado de manera conservadora, estos ajustes de deberán

verificar durante la Puesta En Marcha de los Motores de Media Tensión.

Sobreintensidad instantánea de fase (50P – Short Circuit)

Pickup level: ajustado a 7 veces la corriente nominal en el primario de los

transformadores de corriente de fase de manera que permita la energización del

transformador de MT/MT junto con el motor.

Trip time: 0,03 s -valor de referencia- para permitir la energización del transformador y

proteger los cables de Media Tensión.

Protección de atasco mecánico (Mechanical Jam)

Pickup level: ajustado al mínimo.

Delay: ajustado a 0,5 ms (Water Injection Pump Motor) o 1 s (Atomizing Air Motor).

Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Fault)

Alarm: Deshabilitado.

Trip Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones

de la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.

Trip time on run: 0,08 s

Trip time on start: 0,5 s






Imagen Térmica (49 – Thermal Protection)

Start Thermal Protection: OFF

Locked Rotor Current: 6,5 veces la corriente nominal del motor

Safe Stall T cold: Acorde a la documentación facilitada por GE.

Thermal O/L curve: Standard

Curve Multiplier: 3 (Water Injection Pump Motor) & 8 (Atomizing Air Motor)

Thermal O/L Pickup: 1,10

Unbalance Factor: 5

Cool Time Running: 15 minutos

Cool Time Stopped: 30 minutos

Hot/Cold Ratio: 0,85 (Water Injection Pump Motor) & 0,65 (Atomizing Air Motor)

RTD Bias Func: Habilitado

RTD Minimum: 25 ºC

RTD Center: 90 ºC

RTD Maximum: 130 ºC

Thermal Alarm: Habilitado

Thermal Pickup: 90 %

Autoreset: Manual

Protección LR rotor bloqueado (48 – Acceleration Time)

Trip time: Ajustado por debajo del Safe Hot Stall Time facilitado por el fabricante.

Secuencia Negativa (46 – Current Unbalance)

Alarm Pickup level: ajustado al 15% del FLA del motor.

AlarmTime dial: 5 s.

Trip Pickup level: ajustado al 20% del FLA del motor.

Trip Time dial: 10 s.

Máximo número de arranques (66 – Start Inhibit)

Thermal Inhibit: deshabilitado

Start/hour Limit: 2 arranques por hora.

Time Between Starts: 600 s.






Restart Inhibit: 120 s.






6. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA

DE BAJA TENSIÓN.

En general, se aplicarán los siguientes criterios para la coordinación:

El margen de tiempo será de ~ 200 ms para la máxima corriente de falta.

Las curvas Tiempo-corriente no se superpondrán.

Para el ajuste de las protecciones es necesario conocer los valores de cortocircuito mínimo con

el fin de conocer el valor mínimo de corriente suficiente para operar los relevadores, según se

observa en el Anexo VIII.-“Cálculo de cortocircuito mínimo”, los valores de cortocircuito mínimo

están por encima de los valores parametrizados en los correspondientes relevadores por lo

tanto, se garantiza la actuación de las protecciones.

A continuación se establecen los valores para la parametrización de las protecciones según la

aplicación de cada cabina. En el Anexo VI se incluyen las parametrizaciones de los relés de

protección para los equipos del sistema de BT.

En el Anexo VII se incluyen las curvas de selectividad tiempo-corriente correspondiente a

equipos de BT.

6.1. Acometidas

Las acometidas poseen relés indirectos modelo Multilin F650 de GE


Pickup level: ajustado a unas 5,5 el valor de la corriente nominal del Transformador

de Distribución.

Trip time: 0,25 s








Distribución de forma que permita la operación de éste con una sobrecarga del 20% y

a su vez lo protega frente a la curva de daños del transformador. Las sondas de

temperatura darán una protección directa contra sobrecargas



Curve shape: IEC – Curve C, que es la misma que en MT y similar a la de los

interruptores de Baja Tensión de Schneider.

Sobreintensidad instantánea de tierra (50N)

Pickup level: ajustado a 10.000 Aprimario para mantener selectividad con las

protecciones aguas abajo.

Trip time: 2 s

Sobreintensidad temporizada de tierra (51N)

Fuera de servicio

Sobreintensidad instantánea de Neutro (50G)

Fuera de servicio

Sobreintensidad temporizada de Neutro (51G)

Pickup level: ajustado a 3750 A, por debajo del 50N

Curva IEEE Extremadamente Inversa

Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la función 50N (15 s).

6.2. Acoplamiento de barras

Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51PV)

Pickup level: ajustado a un 80% nominal del transformador (In2).

Time dial: el requerido para tener selectividad cronométrica con la cabina de

acometida.

Curve shape: IEC Curve C.







Pickup level: ajustado a 3,5 veces el valor de la corriente nominal del transformador

(In2).

Trip time: 0,15 s -valor de referencia-.

Sobreintensidad instantánea de tierra (50N)

Pickup level: ajustado a 2000 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones

aguas abajo.

Trip time: 1 s

Sobreintensidad temporizada de tierra (51N)

Fuera de servicio

6.3. Acometida Grupo Diesel de Emergencia


Pickup level: ajustado al 75% de la corriente de cortocircuito del grupo. Deberá ser

selectivo con el interruptor del generador

Trip time: 0,3 s.

Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51PV)

Pickup level: ajustada al 120 % de la corriente nominal del grupo.

Time dial: Valor requerido para selectividad cronométrica (valor referencia 0,5 s).


Sobreintensidad temporizada de neutro (51N)

Pickup level: ajustado al 20 % de la corriente nominal del GDE.

Time dial: 0,33 s, valor requerido para selectividad cronométrica.







6.4. Medida de Barras

Mínima tensión de fase (27P)

Pickup level: ajustado al 70% Un para que active el sistema automatico de

transferencia.

Time dial: 2 s.

Logic: Any Phase.

Sobretensión de fase (59P3)

Pickup P3: ajustado al 110% Un.

Delay P3: 2 s.

Logic P3: All Phases.

Esta function de protección, únicamente generará una Alarma.

6.5. Alimentaciones Feeder

Para los interruptores marca Schneider y modelos de reveladores electrónicos.

Protección sobrecargas (L)

Long Time Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la

acometida y permitiendo el consumo nominal de la carga.

Trip time: 2 s @ 6x Ir -valor de referencia- que se corresponde con 8 s @ 3x Ir para

otras marcas de interruptores. En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor

motor con el resto de las cargas conectadas.

Curve shape: Es fija en los interruptores de Schneider

Protección selectiva de cortocircuito (S)

ST Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la acometida.

ST Band time: el valor requerido para asegurar una selectividad cronométrica (valor

de referencia: 0,3 s). En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor motor con

el resto de las cargas conectadas.

Protección instantánea de cortocircuito (I)






Inst. Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la

acometida. En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor motor con el resto

de las cargas conectadas.

Protección de defectos de tierra (G)

Deshabilitado si no es posible la coordinación con las protecciones de fase aguas

abajo

Ground Pickup: ajustado a 1 veces la intensidad nominal.

Ground band: 0,5 s para subcuadros –valor de referencia-

6.6. Motores con medida directa

Protección sobrecargas (L)

LT Pickup: ajustado al valor 105% del Full Load Current (FLC) del motor.

Trip time: ajustado para permitir el arranque del motor al 80% y a su vez proteger el

motor según su curva térmica.

Curve shape: IEC Curve B (Compresores) IEC Curve C (Ventiladores torres).

Protección selectiva de cortocircuito (S)

ST Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la acometida.

ST Band time: el valor requerido para asegurar una selectividad cronométrica (valor

de referencia: 0,36 s).

Protección instantánea de cortocircuito (I)

Inst. Pickup: ajustado a 12 veces la intensidad.

Protección de defectos de tierra (G)

Ground Pickup: ajustado a 0,2 veces la intensidad nominal.

Ground band: 0,1 s –valor de referencia-






7. ANEXOS

Anexo I: C184 “Protection Report_Planta de Etan_R0”

Anexo II: PE-AM14-ETEN-D066 - 60-ETEN-PRB-2256-PE-A “Estudio de Coordinación de

Protecciones de Línea 220 kV y Subestación Reque 220 kV”

Anexo III: “RFE-1-MKA-EEC-WRT-001-REV0 Protection Relay Settings, MV System”

Anexo IV: Listado ajuste de protecciones eléctricas sistema de MT

Anexo V: Curvas de selectividad tiempo-corriente sistema de MT

Anexo VI: Listado ajustes de protecciones eléctricas sistema de BT

Anexo VII: Curvas de selectividad tiempo-corriente sistema de BT

Anexo VIII: Cálculo Mínima Corriente Cortocircuito

COORDINACIÓN PROTECCIONES ANEXO I

Rev. A





ANEXO I:

ESTUDIO PROTECCIONES BLOQUE DE POTENCIA

C184 Protective Relaying Setting Report to:

GE Energy Global Projects Organization for

PLANTA DE ETEN

ETAN IPS 726191

Chiclayo, Peru

Generators : 761X201

Prepared by:

Mike Reichard, P.E. GE - ENERGY CONSULTING Revision 0 26 August 2013

g GE Energy

Foreword

This document was prepared by General Electric International, Inc. through its Energy Consulting (EC) department in Schenectady, NY. It is submitted to GE Power Plant Systems Department (GE PPSD). Technical and commercial questions and any correspondence concerning this document should be referred to:

Mike Reichard Energy Consulting

General Electric International, Inc. Building 53, Room 302G

Schenectady, New York 12345 Phone: (518) 385-2299

Fax: (518) 385-5703 E-mail: [email protected]

Revision List

Revision Date Change Effected Pages Author

0 26AUG13 New Document all M.L. Reichard

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This report was prepared by General Electric International, Inc.’s Energy Consulting (EC) department as an account of work sponsored by GE GPO for the PP12 Project. Neither GE GPO nor EC, nor any person acting on behalf of either:

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2. Assumes any liabilities with respect to the use of or for damage resulting from the use of any information, apparatus, method, or process disclosed in this report.

Data Sources Name Source Drawing Number Rev

1 GTG One-line Diagram GE 105T6742 C

2 GTG Elementary Diagram GE 106T3974 -

3 GTG Generator Electrical Datasheet GE 106T0023 -

4 GTG Excitation System Model Constants GE 106T4923 -

5 Eten 18kV-SC Complete Report.pdf cobra

5 Metering and protection SLD

cobra RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REVD

D

g GE Energy

Section Title Relay 1 Primary/ Backup Generator Protection GE G60A/B 2 Overall Differential Protection GE T60U 3 Step-Up Transformer Protection GE T60T 4 Generator Bus Protection GE C60

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201

Generator Protection - G60A/B

GE Energy

Setting Calculation Sheet

Phase Distance and Power Swing Detect Functions (ANSI Devices 21, 78)

A) System Data

Generator: 281.25 MVAG 18 kVG 0.8 pf 26.5% X'dv

System: 220 kVS 7,931 Amps minimum 3f fault @ angle -82.6o

GSU Transformer: 225/300 MVA YNd1 kVpri = 220.0 kVsec = 18

ONAN/ONAF ZT = 10.0% @ 225 MVAT, X/R = 50

B) 21 Function Data21 Function Ranges: 78 Function Ranges:

0.02 - 250.00 W PHS DIST REACH in steps of 0.01 0.050 - 30.000 pu V POWER SWING SUPV in steps of 0.001

30 to 90° PHS DIST RCA in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING FWD REACH in steps of 0.01

30 to 90° PHS DIST COMP LIMIT in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING QUAD FWD REACH MID/OUT

30 to 90° PHS DIST DIR RCA in steps of 1 40 to 90° POWER SWING FWD RCA in steps of 1

30 to 90° PHS DIST DIR COMP LIMIT in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING REV REACH in steps of 0.01

0.02 - 250.00 W PHS DIST QUAD RGT BLD in steps of 0.01 0.10 - 500.00 W POWER SWING QUAD REV REACH MID/OUT

30 to 90° PHS DIST QUAD RGT BLD RCA in steps of 1 40 to 90° POWER SWING REV RCA in steps of 1

0.02 - 250.00 W PHS DIST QUAD LFT BLD in steps of 0.01 40 to 140° POWER SWING OUTER/MIDDLE/INNER LIMIT ANGLE

30 to 90° PHS DIST QUAD LFT BLD RCA in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING OUTER/INNER RGT/LFT BLD

0.050 - 30.000 pu PHS DIST Z SUPV in steps of 0.001 0.000 - 65.535 s POWER SWING PICKUP/RESET DELAY (1/4)

0.000 - 5.000 pu PHS DIST Z VOLT LEVEL in steps of 0.001

0.000 - 65.535 s PHS DIST Z DELAY in steps of 0.001

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1 CTR/PTR= 16.00

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1, Vsec = 120.0 V delta VTs

C) Settings Calculations1. Calculate impedances in relay ohms on generator base with the CT and VT at the generator terminals:

Transformer:

Zt = Z x (MVA G /MVA T )(kVsec/kV G )2

(kV G2

/MVA G ) = 0.1440 ohms primary

Zt secondary = Zt primary * (CTR/PTR) = 2.30 W @ 88.9 °

Generator: = 0.3053 ohms primary

X'dv secondary = Zg primary * (CTR/PTR) = j 4.88 ohms secondary

System: = 0.1072 ohms primary

Zs secondary = Zs primary * (CTR/PTR) = 1.715 W @ 82.6 °

Zone 2 = 200% Generator MVA rating @ MTA = 15.36 W relay @ 90 ° MTA

Zone 2 time delay = 0.8 sec

Generator load impedance @ rated (kVG2/MVAG) = 1.15 W primary @ 36.9 °

= 18.43 W relay @ 36.9 °

2. Backup distance relay (21) setting philosophy: Relay reach and time delay should be set to allow maximum generator

loading and coordinate with system line protection. The protection will be set for 200% of machine MVA rating at rated

power factor, with a 90 degree MTA. This will be a second zone function.

G

Gbase

MVA

kVdvXZdvXXg

2

''

2

ssec

3

kVpri

kV

Ifault

kVsZ

Section 1 G60_R0 1

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

= F RCA

-10

-5

0

5

10

15

20

25

-10 -5 0 5 10 15 20

X

R

Backup Distance Protection, 21G60 (relay ohms)

21 G60 Generator Capabilty Curve Zt

Section 1 G60_R0 2

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

a. Zt+Zs = 4.01 W sec @ 86 ° = F RCA

1.5Zt = 3.46 W sec @ 89 °

b. Forward Reach (ZF) = 4.01 ohms sec.

c. Reverse Reach (ZR) = 2X'dv = -9.77 ohms sec.

90 = R RCA

The line OC is the lateral reach of the relay. For

the settings to be secure, the apparent impedance associated with an output equal to the rating

of the machine must be greater than OC.

ZAB = Zs + Zt + X'dv = 8.89 W

d. Outer Right Blinder Reach (Z = 60°) = OC[1+cos(RCA)] = 8.21 ohms secondary

e. Inner Right Blinder Reach (Z = 120°) = OC[1+cos(RCA)] = 2.74 ohms secondary

f. Outer Left Blinder Reach (Z = 60°) = OC[1+cos(RCA)] = 8.21 ohms secondary

g. Inner Left Blinder Reach (Z = 120°) = OC[1+cos(RCA)] = 2.74 ohms secondary

h. Calculate the apparent impedance associated with rated load operation: 78 Settings are acceptable

Impedance of rated load = kV2/MVAG = 1.152 W pri = 18.43 W sec

I. 78 times(s) : 60° = 0.14 120° = 0.28 240° = 0.6 300° = 0.67

Delay 1 time interval between outer and inner characteristics (between 60° and 120°) = 0.14 s

Delay 2 is not applicable for Two Step applications.

Delay 3 time interval of the inner characteristic (between 120° and 240°) = 0.32 s

Delay 4 time interval between inner and outer characteristics (between 240° and 300°) = 0.07 s

Es Eg delta V (voltage across breaker contacts)

1.0 puV @ 0° 1.0 puV@60° 1.0 puV @ -60 deg

1.0 puV @ 0° 1.0 puV@120° 1.73 puV @ -30 deg

1.0 puV @ 0° 1.0 puV@180° 2.0 puV @ 0 deg

1.0 puV @ 0° 1.0 puV@240° 1.73 puV @ 30 deg

1.0 puV @ 0° 1.0 puV@300° 1.0 puV @ 60 deg

Both 21 and 78 functions are disabled during startup and blocked for VTFF.

3. Out-of-Step (78) Relay Setting Philosophy - the application follows the approach outlined in GE technical reference

GER-3179, Out-of-Step Protection for Generators. This approach utilizes two impedance relays (OUTER unit and INNER

unit) to track the impedance locus of the generator during an out-of-step swing. The objective is to detect that the

generator is going out of step and initiate separation from the system during the first swing. Traditionally, a 120°

separation has been considered the criterion to define an out-of-step condition. The INNER unit is set at the points at

which the generator and system are 120° and 240

° apart. The OUTER unit is set to avoid tripping on stable swings, and to

initiate separation when the generator voltage approaches 300° with respect to the system. This assures that the

maximum voltage angle across the breaker at the time that it opens will be 60° or less.

The impedance locus of most out-of-step swings passes through the generator step-up (GSU) transformer, or the

generator itself (relatively closer to the line-side terminals). For this reason, GER-3179 suggests that with the relay applied

at the generator terminals and polarized to look toward the system, the reverse reach into the machine should be two to

three times the generator transient reactance (X'dv). The forward reach into the system should extend well past the high-

voltage terminals of the GSU, and forward reach settings typically fall in the range of one to two times the GSU leakage

impedance.

A

B

C

O

Z

forward

Z

reverse

X

Figure A

Y

Z

Y

)2/tan(

2/

Z

ZOC

AB

Section 1 G60_R0 3

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10

X

R

78 Protection (relay ohms)

Zf Zr Outer Inner 60 120 X'dv Zt Zs Swing Locus

Section 1 G60_R0 4

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

Critical clearing time is defined as the maximal fault duration for which the generator remains transiently stable during

power swings. Two dynamic simulations were conducted for a HV 3-Phase fault; one at the critical clearing time and one

quarter cycle later. Time intervals at 60, 120, 240 and 300 degrees between generator and system are calculated to insure

a loss-of-synchronism condition exists. Simulation assumes all units on line, all line in service. Note the Y-axis is the rotor

angle.

Section 1 G60_R0 5

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Stator Differential Function (ANSI Device 87G)

A) Generator Data

Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf

Generator Base Current: 9,021 A

B) Relay Data

87G Relay Ranges: Pickup: 0.050 - 1.000 pu in steps of 0.001

Slope: 1 - 100% in steps of 1%

Break 1: 1.00 - 1.50 pu in steps of 0.01

Break 2: 1.50 - 30.00 pu in steps of 0.01

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1

C) Settings Calculations

Relay Setting Philosophy: The 87G function provides primary phase fault

protection for the generator and should be set as sensitive as possible, yet

not trip for CT errors that can occur during an external fault. Slope 1 and

pickup of 10% and 0.1 per unit respectively are recommended for this

application. Break 1 should be set marginally above the machine rating.

Break 2 should be set lower than the saturation curve kneepoint and coordinate

with the maximum generator fault current contribution.

Slope 2 should be set at 80%.

Set 87G pickup: 0.1 pu

Set 87G Slope 1: 10 %

Set 87G Break 1: 1.15 pu

Set 87G Slope 2: 80 %

Set 87G Break 2: 4.00 pu

Generator fault current =

1/X"dv * generator base current

1/X"dv = 5.88 pu

Gen fault current = 53,064 A primary

= 4.42 pu CT rating

87G

Figure 5-51 in G60 Instruction Manual

Section 1 G60_R0 6

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Stator Overload Protection (ANSI Device 51P)

A) Generator Data


Generator Base kW Rating: 225 MW

X"dv = 0.17 T"d = 0.026 IFG = 2011 A, FL Field

X'dv = 0.265 T'd = 0.77 IF = 567 A, NL Field

Xdv = 2.39 Ta = 0.42 IFG / IF = 3.5

ZGSU = 10.0% @ 225 MVA

B) Relay Data

51 Relay Ranges: 0.000 to 30.000 pu pickup range

0.00 to 600 TD multiplier range

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: This function is stator overload protection and is set to

pickup at 115% of rated current with an IEC Type B curve characteristic at the.TDM

to coordinate with C50.13-2005 Stator Winding Short-Time Thermal Limits.

Recommended 51P pickup (IPU) = IFL * 1.15 = 10374 Amperes

0.864 pu CT rating

Curve Type: IEC B Curve

Recommended Time Dial Multiplier = 0.53

Generator fault current @ 1.0 second (I) = 22732 Amperes

(per generator decrement curve) 9.47 secondary amps

51P

Section 1 G60_R0 7

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

0.01

0.1

1

10

100

1000

100 1,000 10,000 100,000 1,000,000

T (

sec

on

ds)

I (amperes)

Generator Stator Overload Protection

Gen. Decrement 51P C50.13-2005 Stator Winding Short-Time Thermal Limits

Section 1 G60_R0 8

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Generator Unbalance Functions (ANSI Devices 46A & 46T)

A) Generator Data


Relay Full Load Current (IFL): 9,021 Amperes

0.752 pu CT rating

Continuous Unbalanced Current (I2C) Capability: 8.0%

I22t Capability (KC): 10

B) Relay Data

46A Relay Ranges: Pickup: 0.00 - 100.00% in steps of 0.01

Delay: 0.0 to 1000.0 seconds in steps of 0.1

46T Relay Ranges: Pickup: 0.00 - 100.0% in steps of 0.01

K-value: 0.00 - 100.00 in steps of 0.01

TMIN/TMAX/K-Reset: 0.0 - 1000.0 seconds in steps of 0.1

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1


Relay Setting Philosophy:The 46A settings are calculated slightly below (70%)

the machine’s I22t capability. The 46T settings are calculated to operate

when the machine is operating at it’s full negative sequence current capability

to ensure tripping before damage to the stator occurs due to overheating.

Recommended 46A [STG2] Pickup Setting: 0.7 * I2C = 5.6%

Recommended 46A [STG2] Delay: 1 second

Recommended 46T [STG1] Pickup Setting: I2C = 8.0%

Recommended 46T [STG1] K-Value: 8.0

Recommended 46T [STG1] Min Operate Time: 0.001 seconds

Recommended 46T [STG1] Max Operate Time: 1000 seconds

Recommended 46T [STG1] K-Reset: 227 seconds

46A & 46T

Section 1 G60_R0 9

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

0.001

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

1000.000

0.01 0.1 1 10 100

T (

seco

nd

s)

I2 per unit

Generator I22t Capacity vs Protection

Generator 46T 46A Open-Phase I2 Rated Continuous I2 HV Gnd Fault I2 HV P-P Fault I2

Section 1 G60_R0 10

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

D) Open Phase CalculationsSimplified System :

Sequence Network - Open Phase :

Sequence Network - Open Phase (reduced) :

kVSYSTEM = 220 Ibase = 262.4 A

MVAbase = 100

1. Generator impedance at rated output converted to base values:

281.25 MVA 0.8 pf

Z1GEN = 0.3556 pu @ 36.87 = 0.2844 + j 0.2133 pu

Z2GEN = X2v = 0.170 pu * (MVAbase/MVAT) = + j 0.0604 pu

Z0GEN = X0v = 0.115 pu * (MVAbase/MVAT) = + j 0.0409 pu

2. GSU transformer impedance at rated capacity converted to base values:

Z1GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu

225 MVAT Z2GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu

Z0GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu

3. Generator/GSU side equivalent [(GTG + GSUH-L) at base values:

Z1G = Z1GEN + Z1GSU = 0.2844 + j 0.2578 pu

Z2G = Z2GEN + Z2GSU = 0 + j 0.1049 pu

Z0G = Z0GSU = 0 + j 0.0444 pu

4. System side equivalent at base values: Z1S = 0.00427 + j 0.03281 pu

Z2S = 0.00427 + j 0.03281 pu

Z0S = -0.00513 + j -0.03432 pu

46A & 46T

Z1G

1.0 pu 0°

Z1S

Z2G Z2S

Z0G Z0S

Z1G

1.0 pu 0°

Z1S

Z2G Z2S

Z0G Z0S

Z2G Z2SZ2GZ2G Z2S

Z0G Z0SZ0GZ0G Z0S

Z1G

Z2G

Z0G

Z1S

Z2S

Z0S

ESEG= 1.0 0°

Z1G

Z2G

Z0G

Z1GZ1G

Z2GZ2G

Z0GZ0G

Z1SZ1S

Z2SZ2S

Z0SZ0S

ESEG= 1.0 0°

EG ESTGEGEG ESESTG

Section 1 G60_R0 11

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

5. Z0EQ = Z0S + Z0G = -0.03432 + j 0.03931

= 0.0522 pu @ -48.9

6. Z2EQ = Z2S + Z2G = 0.03281 + j 0.10916

= 0.1140 pu @ 73.3

7. ZEQ = Z0EQ // Z2EQ = 0.74788247 + j 0.02890

= 0.7484 pu @ 2.2

8. ZTOTAL = Z1S + ZEQ + Z1P = 1.0651 + j 0.2909

= 1.1042 pu @ 15.3

9. I1 = +Vpu / ZTOTAL; where +Vpu = kVsystem/kVpri

I1 = +Vpu / ZTOTAL = 0.874 + j -0.239

= 0.906 pu @ -15.3 = 238 A @ 220 kV

10. I2 = -I1 [Z0EQ/(Z0EQ+Z2EQ)] = -0.288 + j -0.136

= 0.318 pu @ 205.3 = 84 A @ 220 kV

11. I0 = -I1 [Z2EQ/(Z0EQ+Z2EQ)] = 0.5857807 + j -0.374

= 0.695 pu @ 327.4 = 182 A @ 220 kV

12. IA = I1 + I2 + I0 = 1.1716 + j -0.7489 OPEN PHASE

13. IB = a2I1 + aI2 + I0 = 0.204 + j -1.1932

= 1.210 pu @ -80.3 = 318 A @ 220 kV

14. IC = aI1 + a2I2 + I0 = 0.382 + j 0.819

= 0.903 pu @ 65.0 = 237 A @ 220 kV

15. IN = IA + IB + IC = 1.7573 + j -1.1234

= 2.086 pu @ -32.6 = 547 A @ 220 kV

16. Open Phase I2 = 84 A I2 @ kVSYSTEM = 1021 A @ kVG = 0.113 pu I2

9021 A Full Load

46 function time to operate for open phase = K / (I2/Inom)2 = 624.5 seconds

Summary: An open-phase condition at full load will result in 0.113 pu I2

causing the 46T function to trip in 624.5 seconds

E) HV Phase-to-Ground Fault Calculations (GSU terminal fault)1. Calculations on generator base. Z1 = X'd + Z1t, Z2 = X2g + Z2t, Z0 = Z0t

I0 = 1Vpu / (Z1+Z2+Z0) = I1 = I2= 1.23 pu I2 = 11137 A

46 function time to operate for a phase-to-ground fault = K / (I2/Inom)2 = 5.2 seconds

Summary: A HV phase-to-ground fault condition will result in 1.23 pu I2


F) HV Phase-to-Phase Fault Calculations (GSU terminal fault)1. Calculations on generator base. Z1 = X'd + Z1t, Z2 = X2g + Z2t

I2 = 1Vpu / (Z1+Z2) = -I1 = 1.46 pu I2 = 13169 A

46 function time to operate for a phase-to-phase fault = K / (I2/Inom)2 = 3.8 seconds

Summary: A HV phase-to-phase fault condition will result in 1.46 pu I2


46A & 46T

Section 1 G60_R0 12

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

G) 2% Phase HV Phase Unbalance CalculationsThe analysis assumes the system 2% phase HV unbalance is significantly stronger than the generator,

thus the system is an infinite source.

1. 2% Phase HV Unbalance:

Va = 1.00 pu A = 0 = 1.0000 + j 0.0000

Vb = 1.02 pu B = -120 = -0.5100 + j -0.8833

Vc = 1.00 pu C = 120 = -0.5000 + j 0.8660

Vn = 0.02 pu N = 60 = -0.0100 + j -0.0173

HVs Line to Neutral Voltage = 127.01345 kV

Va = 127.0 kV A = 0 = 127.0135 + j 0.0000

Vb = 129.6 kV B = -120 = -64.7769 + j -112.1968

Vc = 127.0 kV C = 120 = -63.5067 + j 109.9969

V0 = 0.847 kV 0 = 240.00 = -0.4234 + j -0.7333

V1 = 127.9 kV 1 = 0.00 = 127.8602 + j 0.0000

V2 = 0.847 kV 2 = 120.00 = -0.4234 + j 0.7333

2. GSU Zt at Generator MVA base:

Zt = 0.1000 pu @ 225 MVA 220

Zt @ MVAG = Zt * (MVAG/MVAT) = 0.1250 pu = Z2t

3. Generator Negative Sequence Impedance (unsaturated) at Generator MVA base:

X2i @ MVAG = 0.22 pu

4. I2 calcaulation:

V2 pu = V2actual / (kVs/3) = 0.0067 pu

Z2 total = Z2t + X2i = 0.3450 pu

I2 = V2 / Z2 = 0.0193 pu = 1.93%

Continuous Unbalanced Current (I2C) Capability: 8%

46A & 46T

Section 1 G60_R0 13

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Undervoltage Function (ANSI Device 27)

A) Generator Data


B) Relay Data

27 Relay Ranges: 0 - 3.0 per unit Volts pickup range

0.00 - 600.00 second delay time range

Inverse Time Characteristic or Definite Time

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: The 27 function is set to alarm for an undervoltage

condition. Set 27 function alarm for 80% nominal voltage in 10 seconds.

This function will be blocked for VTFF and startup.

Recommended Mode = Ph-to-Ph voltage measurement

Recommended 27 pickup = 0.8 pu

Recommended time delay = 10.00 seconds

Recommended curve characteristic = definite time

Recommended Minimum Voltage = 0.0 pu

27

Section 1 G60_R0 14

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Overvoltage Function (ANSI Device 59)

A) Generator Data


B) Relay Data

59 Relay Ranges: 0.000 to 3.000 pu pickup range

0.00 to 600.00 second pickup/reset time delay range

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: The 59 function should be set with a safe margin

below the overvoltage capability of the generator. Set time delay to coordinate

with the 24T function. This function will be blocked for VTFF and startup.

Nominal voltage = 120.0 volts

Recommended 59 pickup = 1.2 pu nominal volts

= 144.0 volts

Recommended 59 Time Delay = 3.00 seconds

Recommended 59 Reset Delay = 0 seconds

59

Section 1 G60_R0 15

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

1

10

100

1000

100% 110% 120% 130% 140% 150% 160%

T (

sec

on

ds)

% V Nominal

Overvoltage Protection - 59

59G

24T

Section 1 G60_R0 16

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Stator Ground Fault Functions (ANSI Device 59N)

A) Generator Data


Neutral Grounding Transformer Ratio (NGTR): 12,000 / 240 = 50.00 :1

Neutral Grounding Transformer Resistor Impedance (ZRES): 0.509 W

B) Relay Data

Auxiliary OV1 Relay Ranges: 0.000 to 3.000 pu in steps of 0.001

0.00 to 600.00 seconds in steps of 0.01


Relay Setting Philosophy: Set 59N pickup as sensitive as possible to provide

maximum stator ground fault coverage. Set tripping time delay for 5 second

definite time operation. The auxiliary OV1 function within the G60 is assigned

to the 59N digital element of the relay. 59N is disabled during startup.

IGMAX = VL-N / (ZRES * NGTR2) = 8 amps

Neutral Grounding Transformer Secondary Voltage at IGMAX:

VMAX SEC = IGMAX * NGTR * ZRES = 208 Volts

Recommended 59N Pickup Setting (VSET) : 5 Volts = 0.021 pu

Stator Ground Fault Coverage = (1 -VSET/VMAX SEC) * 100 = 97.6%

Recommended 59N Time Delay Setting: 5 seconds

59N

Section 1 G60_R0 17

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Overexcitation Function (ANSI Device 24)

A) Generator Data


B) Relay Data

24T Relay Ranges: DT, Inverse A-C, Flexcurve A,B curve settings

0.80 to 4.00 per unit Volts/Hertz pickup range

0.05 to 600.00 TD multiplier range

0 to 1000.0 second T-Reset settings range

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: The generator is capable of continuous operation

at 1.05 per unit V/Hz. Corrective action should be taken for operation of the

machine above 105% V/Hz, which is not sanctioned by GE. The 24T setting

follows the recommendations of GE’s generator technical reference GEK75512F,

trip for >118% V/Hz at 2 sec., and trip for <118% V/Hz according to the over-

excitation capability of the GSU transformer while coordinating with the

exciter's limiter. Transformer V/Hz curve based on C37.91-2000, Figure 14.

Reset time should be 600 seconds per GE recommendation.

Inverse Time Curve Element

Set 24T1 curve type : Inverse A

Set 24T1 inverse pickup : 1.10 per unit V/Hz

Set 24T1 time dial multiplier : 7.0

Set 24T1 T-Reset: 600 seconds

Instantaneous Element

Set 24T2 curve type : Definite Time

Set 24T2 instantaneous pickup : 1.18 per unit V/Hz

Set 24T2 time dial multiplier : 2 seconds

Set 24T2 T-reset : 600 seconds

Alarm Element (via Flexlogic)

Set 24A pickup : 1.06 per unit V/Hz

Set 24A1 definite time delay : 10.0 seconds

24

Section 1 G60_R0 18

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

1

1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

1.35

1.4

1 10 100 1000 10000

V/H

z p

er

un

it

T (seconds)

V/Hz Protection

Transformer 24T Exciter Limiter 24A

Section 1 G60_R0 19

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Loss of Field Functions (ANSI Devices 40-1 & 40-2)

A) Generator Data


XDV = 2.39 per unit

X’DV = 0.265 per unit

B) Relay Data

40-1,2 Relay Ranges: 0.10 - 300.00 W Center & Radius

0.00 - 65.535 seconds Time Delay

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150 :1

CTR/PTR: 16.00


Relay Setting Philosophy: During loss of excitation, these relay functions will

detect vars. from the system into the generator. The offset of X’DV / 2 is to

avoid misoperations during system faults. The 40-1 circle is set at 1.0 per unit

ohms (on generator base) in order to detect short circuited fields at full and

moderate load, while not tripping for stable swings or regulator undershoot.

The 40-2 circle is set at XDV with a time delayof 0.6 seconds to provide tripping

for short circuited fields at no load or open circuit field, while not tripping for

stable swings. This function should be blocked for VTFF.

Convert X’DV and XDV from per unit on gen. MVA and kV bases to relay ohms:

ZBASE (Generator Relay Base Impedance) = (kV2/MVAG)*(CTR/PTR) = 18.43 W

X’DV-RELAY = (X’DV) * ZBASE) = 4.88 W

1.0 PU-RELAY = (1.0 pu W) * ZBASE) = 18.43 W

XDV-RELAY = (XDV) * ZBASE) = 44.05 W

Set 40-STG1 Center = (X’DV-RELAY + 1.0 PU-RELAY) / 2 = 11.66 W

Set 40-1 Radius = (1.0 PU-RELAY / 2) = 9.22 W

Set 40-STG1 Delay = 0.06 seconds

Set 40-STG2 Center = (X’DV-RELAY + XDV-RELAY) / 2 = 24.47 W

Set 40-2 Radius = (XDV-RELAY / 2) = 22.03 W

Set 40-STG2 Delay = 0.6 seconds

Set 40-STG1 & 40-STG2 UV Supervision = 0.9 per unit

40-1 & 40-2

Section 1 G60_R0 20

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

-30 -20 -10 0 10 20 30 40

X

R

Loss of Excitation Protection (relay ohms)

40-1 40-2 Capability Curve @ 40°C Cold Gas SSSL UEL

Section 1 G60_R0 21

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

0 50 100 150 200 250 300 350 400MV

AR

MW

Loss of Excitation Protection

Capability Curve @ 40°C Cold Gas UEL 40-1 40-2 SSSL

Section 1 G60_R0 22

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Inadvertant Energization Function (ANSI 50/27)

A) Generator Data


B) Relay Data

50/27 Function Ranges: 0.0 - 3.00 pu, 50 Function pickup range

0.0 - 3.00 pu, 27 pickup range

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150 :1


Relay Setting Philosophy: The 50 function should be set at 0.20pu A.

27 should be set well below nominal, 50%.

Recommended 50 arming mode: UV and Offline

Recommended 50 pickup: 0.20 pu A = 2400 A

Recommended 27 pickup: 0.50 pu V = 9,000 V

50/27

Section 1 G60_R0 23

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Anti-Motoring Function (ANSI Device 32-1)

A) Generator Data


Generator Base kW Rating: 225.0 MW

B) Relay Data

32-STG1,32-STG2 Relay Ranges: -1.200 to 1.200 pu in steps of 0.001

0 to 600.00 seconds in steps of 0.01

CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1

PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: Gas turbines require 10 - 50% of rated power

to motor depending on design. 32-STG1 pickup settings should be 7% of

rating. 32-STG2 will be disabled. This function should be blocked for VTFF.

This function is blocked during startup.

32-STG1 pickup set for 7.0% of machine rating = 15.75 MW

32-STG1 base quantity = 3 x VT pu base x CT pu base = 648.0 MW

180 °

0 °

0.024 pu

10 seconds

32-1

Set Directional Power 1 STG1

Delay for:

Set Directional Power 1 STG1

SMIN for:

Set Directional Power 1

Calibration for:

Set Dir. Power 1 Relay

Characteristic Angle for:

Figure 5-85 (a) in G60 Instruction Manual

Sensitive Directional Power Element

Section 1 G60_R0 24

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Under/Overfrequency Functions (ANSI Devices 81-U/O)

A) Generator Data


Nominal Frequency: 60 Hz

B) Relay Data

81 Relay Ranges: 35 - 99% Undervoltage Cutoff

20.0 - 65.0 Hz Set Points (81U, 81O)


PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1


Relay Setting Philosophy: GE heavy-duty single shaft gas turbines are designed

to operate over a 95% to 105% speed range.

Settings will back up the MARK VI under and over speed protection of GE "F" line

gas turbines set for instantaneous breaker trip at 94% speed and alarm at 108%

speed. Function blocked for VTFF and startup.

Recommended 81-U/O Settings:

Recommended Undervoltage Cutoff = 85%

81U-1 pickup = 56.4 Hz 81O-1 pickup = 64.8 Hz

81U-1 delay = 20.0 sec 81O-1 delay = 1.0 sec

81U-1 reset = 0.0 sec 81O-1 reset = 0.0 sec

81U-1 output = TRIP 52G 81O-1 output = ALARM

81-U/O

Section 1 G60_R0 25

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy


Stator Ground Fault 3RD Harmonic Undervoltage Function (ANSI Device 27TN)

A) Generator Data


B) Relay Data

27TN Relay Ranges: 0.0000 - 3.0000 per unit Volts pickup range



Relay Setting Philosophy: The 27TN function is set during commissioning to cover the last

several percent of the stator closest to the neutral. The 27TN pickup setting must be based

upon the minimum measured 3RD harmonic voltage appearing across the resistor (NGR)

in the neutral grounding transformer. This voltage can be internally monitored using the data

accumulated in the DATA LOGGER. DATA LOGGER has been programmed to capture this

data and the 27TN function has temporary settings for 3rd harmonic voltage measurement.

The following procedure should be used to set the the 27TN function:

1 Enable the 3RD HARM NTRL UV function.

2 Obtain the minimum 3rd harmonic voltage across the NGR by methods described above

during generator load testing.

3 Program the 3RD HARM NTRL UV PICKUP setting to be one half of the minimum

observed 3rd harmonic voltage across the NGR in per unit on 240V base.

This setting may be entered in steps of 0.0001 puV.

4 Program the 3RD HARM NTRL UV DELAY setting to 5 seconds.

5 Program the 3RD HARM NTRL UV MAX POWER pickup setting for a margin above the

per-unit power level in which the 3RD HARM NTRL UV PICKUP setting is determined.

6 Program the 3RD HARM NTRL UV MIN POWER pickup setting for a margin below the

per-unit power level in which the measured 3RD harmonic voltage falls below the pickup

setting. Set for 0 if minimum does not fall below the setting.

This function will be blocked during startup.

27TN

Section 1 G60_R0 26

Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1

GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES

ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR

PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min

DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V

COMMUNICATIONSSERIAL PORTSCOM2 Selection RS485RS485 Com2 Baud Rate 115200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms

NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32

MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502

IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION

TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s

GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00

TX CONFIGURABLE GOOSEGOOSEOut 1 Function EnabledGOOSEOut 1 ID GOOSEOut_1GOOSEOut 1 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 1 VLAN Priority 4GOOSEOut 1 VLAN ID 0GOOSEOut 1 ETYPE APPID 0GOOSEOut 1 ConfRev 1GOOSEOut 1 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 2 Function EnabledGOOSEOut 2 ID GOOSEOut_2GOOSEOut 2 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 2 VLAN Priority 4GOOSEOut 2 VLAN ID 0GOOSEOut 2 ETYPE APPID 0GOOSEOut 2 ConfRev 1GOOSEOut 2 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 3 Function Enabled




TX CONFIGURABLE GOOSE (continued from last page)GOOSEOut 3 ID GOOSEOut_3GOOSEOut 3 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 3 VLAN Priority 4GOOSEOut 3 VLAN ID 0GOOSEOut 3 ETYPE APPID 0GOOSEOut 3 ConfRev 1GOOSEOut 3 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 4 Function EnabledGOOSEOut 4 ID GOOSEOut_4GOOSEOut 4 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 4 VLAN Priority 4GOOSEOut 4 VLAN ID 0GOOSEOut 4 ETYPE APPID 0GOOSEOut 4 ConfRev 1GOOSEOut 4 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 5 Function EnabledGOOSEOut 5 ID GOOSEOut_5GOOSEOut 5 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 5 VLAN Priority 4GOOSEOut 5 VLAN ID 0GOOSEOut 5 ETYPE APPID 0GOOSEOut 5 ConfRev 1GOOSEOut 5 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 6 Function EnabledGOOSEOut 6 ID GOOSEOut_6GOOSEOut 6 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 6 VLAN Priority 4GOOSEOut 6 VLAN ID 0GOOSEOut 6 ETYPE APPID 0GOOSEOut 6 ConfRev 1GOOSEOut 6 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 7 Function EnabledGOOSEOut 7 ID GOOSEOut_7GOOSEOut 7 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 7 VLAN Priority 4GOOSEOut 7 VLAN ID 0GOOSEOut 7 ETYPE APPID 0GOOSEOut 7 ConfRev 1GOOSEOut 7 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 8 Function EnabledGOOSEOut 8 ID GOOSEOut_8GOOSEOut 8 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 8 VLAN Priority 4GOOSEOut 8 VLAN ID 0GOOSEOut 8 ETYPE APPID 0GOOSEOut 8 ConfRev 1GOOSEOut 8 Retransmission Curve Relaxed

SERVER CONFIGURATIONIEDName IEDNameLogical Device Instance LDInstLPHD DC PhyNam location LocationMMS TCP Port Number 102

MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %

GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8

GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1SPCSO 33 ctlModel 1




GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1

GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFF




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000

XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No

XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt NoClear XSWI11 OpCnt No




XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No

HTTPHTTP TCP Port Number 80

TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0

REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled

OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 3Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source OSC TRIG On (VO6)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 86G-1A TRIP On (VO1)Digital Channel 2 STATOR DIFF OP ADigital Channel 3 STATOR DIFF OP BDigital Channel 4 STATOR DIFF OP CDigital Channel 5 3RD HARM NTRL UV PKPDigital Channel 6 3RD HARM NTRL UV OPDigital Channel 7 3RD HARM NTRL UV DPODigital Channel 8 AUX OV 1 PKPDigital Channel 9 AUX OV 1 OPDigital Channel 10 AUX OV 1 DPODigital Channel 11 86G-2A TRIP On (VO2)Digital Channel 12 VOLTS PER HERTZ 1 PKPDigital Channel 13 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 14 VOLTS PER HERTZ 1 DPODigital Channel 15 VOLTS PER HERTZ 2 PKPDigital Channel 16 VOLTS PER HERTZ 2 OPDigital Channel 17 VOLTS PER HERTZ 2 DPODigital Channel 18 LOSS EXCIT PKPDigital Channel 19 LOSS EXCIT OPDigital Channel 20 LOSS EXCIT DPODigital Channel 21 GEN UNBAL PKPDigital Channel 22 GEN UNBAL OPDigital Channel 23 GEN UNBAL DPODigital Channel 24 52G TRIP On (VO3)Digital Channel 25 PH DIST Z2 OP ABDigital Channel 26 PH DIST Z2 OP BCDigital Channel 27 PH DIST Z2 OP CADigital Channel 28 DIR POWER 1 OPDigital Channel 29 DIR POWER 2 OPDigital Channel 30 POWER SWING TRIPDigital Channel 31 UNDERFREQ 1 PKPDigital Channel 32 UNDERFREQ 1 OPDigital Channel 33 UNDERFREQ 1 DPODigital Channel 34 24A (FE 1) DPODigital Channel 35 GEN UNBAL STG2 OPDigital Channel 36 ACCDNT ENRG OPDigital Channel 37 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 38 PHASE UV1 OPDigital Channel 39 PHASE OV1 OPDigital Channel 40 PHASE TOC1 PKPDigital Channel 41 PHASE TOC1 OP




OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Digital Channel 42 PHASE TOC1 DPODigital Channel 43 OVERFREQ 1 PKPDigital Channel 44 OVERFREQ 1 OPDigital Channel 45 OVERFREQ 1 DPODigital Channel 47 86G1A On(P7A)Digital Channel 48 86G2A On(P7C)Analog Channel 1 Stator Diff IadAnalog Channel 2 Stator Rest IarAnalog Channel 3 Stator Diff IbdAnalog Channel 4 Stator Rest IbrAnalog Channel 5 Stator Diff IcdAnalog Channel 6 Stator Rest IcrAnalog Channel 7 Stator Gnd Vn 3rdAnalog Channel 8 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 10 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 11 SRC2 Ia RMSAnalog Channel 12 SRC2 Ib RMSAnalog Channel 13 SRC2 Ic RMSAnalog Channel 14 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 15 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 16 SRC1 Ic RMS

DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 10000 msecChannel 1 Stator Gnd Vn 3rdChannel 2 SRC2 PChannel 3 SRC2 PFChannel 4 SRC1 Vx RMSChannel 5 SRC1 Vx Mag

USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input Alarm On (VO8)

USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 3RD HARM NTRL UV OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 59N(DE1) OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND STATOR DIFF OP ALED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND STATOR DIFF OP BLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND STATOR DIFF OP CLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND VOLTS PER HERTZ 2 OPLED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND LOSS EXCIT STG1 OPLED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND LOSS EXCIT STG2 OPLED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND PH DIST Z2 OP ABLED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND PH DIST Z2 OP BCLED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND PH DIST Z2 OP CALED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND POWER SWING TRIPLED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND DIR POWER 1 OPLED 14: TYPE Latched




USER PROGRAMMABLE LEDS (continued from last page)LED 15: OPERAND UNDERFREQ 1 OPLED 15: TYPE LatchedLED 16: OPERAND SRC2 VT FUSE FAIL OPLED 16: TYPE LatchedLED 17: OPERAND GEN UNBAL OPLED 17: TYPE LatchedLED 18: OPERAND OVERFREQ 1 OPLED 18: TYPE LatchedLED 19: OPERAND PHASE UV1 OPLED 19: TYPE LatchedLED 20: OPERAND PHASE OV1 OPLED 20: TYPE LatchedLED 21: OPERAND ACCDNT ENRG OPLED 21: TYPE LatchedLED 22: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 22: TYPE LatchedLED 24: OPERAND 86G1A Off(P7A)LED 24: TYPE Self-ResetLED 25: OPERAND 86G2A On(P7C)LED 25: TYPE Self-Reset

USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled

INSTALLATIONRelay Name GTG G60A

SYSTEM SETUPAC INPUTS

CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 1 ACT F1: Ground CT Secondary 1 ACT M1: Phase CT Primary 12000 ACT M1: Phase CT Secondary 5 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 A

VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 120.0 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VnVT F5: Auxiliary VT Secondary 240.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 50.00 :1VT M5: Phase VT Connection DeltaVT M5: Phase VT Secondary 25.0 VVT M5: Phase VT Ratio 1.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 25.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1

POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCReverse Phase Rotation OFFFrequency And Phase Reference LINE (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled

SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name NEUTRLSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT None




SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT F5SOURCE 2: Name LINESOURCE 2: Phase CT M1SOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT F5SOURCE 2: Auxiliary VT None

FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A

FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B

FLEXCURVE CFlexCurve Name FlexCurve C

FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D

FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 3RD HARM NTRL UV OPFlexLogic Entry 2 59N(DE1) OPFlexLogic Entry 3 STATOR DIFF OPFlexLogic Entry 4 OR(3)FlexLogic Entry 5 = 86G-1A TRIP (VO1)FlexLogic Entry 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 7 VOLTS PER HERTZ 2 OPFlexLogic Entry 8 LOSS EXCIT STG1 OPFlexLogic Entry 9 LOSS EXCIT STG2 OPFlexLogic Entry 10 GEN UNBAL STG1 OPFlexLogic Entry 11 OR(5)FlexLogic Entry 12 = 86G-2A TRIP (VO2)FlexLogic Entry 13 PH DIST Z2 OPFlexLogic Entry 14 DIR POWER 1 OPFlexLogic Entry 15 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 16 ACCDNT ENRG OPFlexLogic Entry 17 POWER SWING TRIPFlexLogic Entry 18 UNDERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 19 OR(6)FlexLogic Entry 20 = 52G TRIP (VO3)FlexLogic Entry 21 86G-1A TRIP On (VO1)FlexLogic Entry 22 86G-2A TRIP On (VO2)FlexLogic Entry 23 52G TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 24 OR(3)FlexLogic Entry 25 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 26 52G/b On(H7A)FlexLogic Entry 27 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 28 OR(2)FlexLogic Entry 29 = BLOCK (VO5)FlexLogic Entry 30 ANY TRIP On (VO4)FlexLogic Entry 31 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 32 TRIG OSC On(U7A)FlexLogic Entry 33 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 34 OR(2)FlexLogic Entry 35 = OSC TRIG (VO6)FlexLogic Entry 36 24A (FE 1) OPFlexLogic Entry 37 GEN UNBAL STG2 OPFlexLogic Entry 38 OVERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 39 PHASE OV1 OPFlexLogic Entry 40 PHASE UV1 OPFlexLogic Entry 41 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 42 OR(6)FlexLogic Entry 43 = Alarm (VO8)FlexLogic Entry 44 END




FLEXELEMENTSFLEXELEMENTS 1: Function EnabledFLEXELEMENTS 1: Name 24AFLEXELEMENTS 1: InputPlus Volts Per Hertz 1FLEXELEMENTS 1: InputMinus OFFFLEXELEMENTS 1: InputMode ABSOLUTEFLEXELEMENTS 1: Compare Mode LEVELFLEXELEMENTS 1: Direction Type OVERFLEXELEMENTS 1: Pickup 1.060 puFLEXELEMENTS 1: Hysteresis 3.0 %FLEXELEMENTS 1: DeltaTUnits MillisecondsFLEXELEMENTS 1: DeltaT 20FLEXELEMENTS 1: Pickup Delay 10.000 sFLEXELEMENTS 1: Reset Delay 60.000 sFLEXELEMENTS 1: Block OFFFLEXELEMENTS 1: Target Self-resetFLEXELEMENTS 1: Events Enabled

GROUPED ELEMENTSGROUP 1

DISTANCEDISTANCE [GROUP 1] Source LINE (SRC 2)Memory Duration 10 cyclesForce Self-Polar OFFForce Mem-Polar OFF

PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z2: Function EnabledPHASE DISTANCE Z2: Direction ForwardPHASE DISTANCE Z2: Shape MhoPHASE DISTANCE Z2: Xfmr Vol Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Curr Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Reach 15.36 ohmsPHASE DISTANCE Z2: RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach 0.02 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Supervision 0.200 puPHASE DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 puPHASE DISTANCE Z2: Delay 0.800 sPHASE DISTANCE Z2: Block BLOCK On (VO5)PHASE DISTANCE Z2: Target LatchedPHASE DISTANCE Z2: Events Enabled

POWER SWING DETECT [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Shape Quad ShapeMode Two StepSupv 0.600 puFwd Reach 4.01 ohmsQuad Fwd Mid 4.01 ohmsQuad Fwd Out 4.01 ohmsFwd Rca 89 degRev Reach 8.89 ohmsQuad Rev Mid 8.89 ohmsQuad Rev Out 8.89 ohmsRev Rca 90 degOuter Limit Angle 120 degMiddle Limit Angle 90 deg




POWER SWING DETECT [GROUP 1] (continued from last page)Inner Limit Angle 60 degOuter Rgt Bld 8.21 ohmsOuter Lft Bld 8.21 ohmsMidle Rgt Bld 8.21 ohmsMidle Lft Bld 8.21 ohmsInner Rgt Bld 2.74 ohmsInner Lft Bld 2.74 ohmsDelay 1 Pickup 0.140 sDelay 1 Reset 0.050 sDelay 2 Pickup 0.017 sDelay 3 Pickup 0.320 sDelay 4 Pickup 0.070 sSeal-In Delay 0.400 sTrip Mode DelayedBlock BLOCK On (VO5)Target LatchedEvent Enabled

STATOR DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledLine End Source LINE (SRC 2)Neutral End Source NEUTRL (SRC 1)Pickup 0.100 puSlope 1 10 %Break 1 1.15 puSlope 2 80 %Break 2 4.00 puBlock OFFTargets LatchedEvents Enabled

PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.864 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.53PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled

GENERATOR UNBALANCE [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Inom 0.752 puStage 1 Pickup 8.00 %Stage 1 K-Value 8.00Stage 1 Tmin 0.001 sStage 1 Tmax 1000.0 sStage 1 K-Reset 227.0 sStage 2 Pickup 5.60 %Stage 2 Pickup Delay 1.0 sBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled

VOLTAGE ELEMENTSPHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE UV1: Mode Phase to Phase




PHASE UV [GROUP 1] (continued from last page)PHASE UV1: Pickup 0.800 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 10.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE UV1: Target LatchedPHASE UV1: Events Enabled

PHASE OV [GROUP 1] PHASE OV1: Function EnabledPHASE OV1: Source LINE (SRC 2)PHASE OV1: Pickup 1.200 puPHASE OV1: Delay 3.00 sPHASE OV1: Reset Delay 0.00 sPHASE OV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE OV1: Target LatchedPHASE OV1: Events Enabled

AUXILIARY OV [GROUP 1] AUXILIARY OV 1: Function EnabledAUXILIARY OV 1: Source NEUTRL (SRC 1)AUXILIARY OV 1: Pickup 0.021 puAUXILIARY OV 1: Pickup Delay 5.00 sAUXILIARY OV 1: Reset Delay 0.00 sAUXILIARY OV 1: Block OFFAUXILIARY OV 1: Target LatchedAUXILIARY OV 1: Events Enabled

VOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 7.00VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 2: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 2: Pickup 1.18 puVOLTS PER HERTZ 2: Curves Definite TimeVOLTS PER HERTZ 2: TD Multiplier 2.00VOLTS PER HERTZ 2: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 2: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 2: Events Enabled

LOSS OF EXCITATION [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Center 1 11.66 ohmRadius 1 9.22 ohmUV Supervision Enable 1 EnabledPickup Delay 1 0.060 sCenter 2 24.47 ohmRadius 2 22.03 ohmUV Supervision Enable 2 EnabledPickup Delay 2 0.600 sUV Supervision 0.900 puBlock SRC2 VT FUSE FAIL OPTarget LatchedEvents Enabled

ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1]




ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1] (continued from last page)Function EnabledSource LINE (SRC 2)Accidental Energization Arming Mode UV AND OFFLINEAccidental Energization OC Pickup 0.200Accidental Energization UV Pickup 0.500Accidental Energization Offline 52G/b On(H7A)Block OFFTarget LatchedEvents Enabled

STATOR GROUNDSTATOR GROUND SOURCE [GROUP 1] Source NEUTRL (SRC 1)

3RD HARMONIC NTRL UV [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.3000 puDelay 0.00 sMax Power 3.000 puMin Power 0.000 puVolt Supervision 0.500 puBlock OFFTarget Self-resetEvents Enabled

POWERSENSITIVE DIRECTIONAL POWER

SENSITIVE DIRECTIONAL POWER [GROUP 1] SENS DIR POWER1: Function EnabledSENS DIR POWER1: Signal Source LINE (SRC 2)SENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power RCA 180 degSENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power Calibration 0.00 degSENS DIR POWER1: Stage 1 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 1 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Stage 2 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 2 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Block BLOCK On (VO5)SENS DIR POWER1: Target LatchedSENS DIR POWER1: Events Enabled

CONTROL ELEMENTSUNDERFREQUENCYUNDERFREQUENCY 1: Function EnabledUNDERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)UNDERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)UNDERFREQUENCY 1: Min Volt/Amp 0.85 puUNDERFREQUENCY 1: Pickup 56.40 HzUNDERFREQUENCY 1: Pickup Delay 20.000 sUNDERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sUNDERFREQUENCY 1: Target LatchedUNDERFREQUENCY 1: Events Enabled

OVERFREQUENCYOVERFREQUENCY 1: Function EnabledOVERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)OVERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)OVERFREQUENCY 1: Pickup 64.80 HzOVERFREQUENCY 1: Pickup Delay 1.000 sOVERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sOVERFREQUENCY 1: Target LatchedOVERFREQUENCY 1: Events Enabled

DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function EnabledDigital Element 1 Name 59NDigital Element 1 Input AUX OV 1 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 s




DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled

MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu

FREQUENCY OOB ACCUMULATIONFreq OOB Accumulator Source NEUTRL (SRC 1)Freq OOB Accumulator Min V A 0.10 puFreq OOB Accumulator Block OFFFreq OOB Accumulator Target Self-resetFreq OOB Accumulator Events Disabled

INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/b[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID 86G1A[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID 86G2A[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Enabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID TRIG OSC[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Enabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled




CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/b, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 Vdc86G1A, 86G2A, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc

CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86G-1A[H1] Contact Output 1 Operate 86G-1A TRIP On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 86G-2A[H2] Contact Output 2 Operate 86G-2A TRIP On (VO2)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC1[H3] Contact Output 3 Operate 52G TRIP On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52G TC2[H4] Contact Output 4 Operate 52G TRIP On (VO3)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 24(A)[P2] Contact Output 8 Operate 24A (FE 1) OP[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID 46(A)[P3] Contact Output 9 Operate GEN UNBAL STG2 OP[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 81O(A)[P4] Contact Output 10 Operate OVERFREQ 1 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID VTFF[P5] Contact Output 11 Operate SRC2 VT FUSE FAIL OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U1] Contact Output 13 ID 27P(A)[U1] Contact Output 13 Operate PHASE UV1 OP[U1] Contact Output 13 Seal-In OFF[U1] Contact Output 13 Events Enabled[U2] Contact Output 14 ID 59P(A)[U2] Contact Output 14 Operate PHASE OV1 OP[U2] Contact Output 14 Seal-In OFF[U2] Contact Output 14 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID IBF/52G[U3] Contact Output 15 Operate 52G TRIP On (VO3)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled[U6] Contact Output 18 ID TRIG OS T60U[U6] Contact Output 18 Operate ANY TRIP On (VO4)[U6] Contact Output 18 Seal-In OFF[U6] Contact Output 18 Events Enabled

VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86G-1A TRIPVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 86G-2A TRIPVirtual Output 2 Events Enabled




VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 3 ID 52G TRIPVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events EnabledVirtual Output 5 ID BLOCKVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID OSC TRIGVirtual Output 6 Events EnabledVirtual Output 8 ID AlarmVirtual Output 8 Events Enabled

REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET Fixed




REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No

IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 Units




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000

IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value


GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES

ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR









TX CONFIGURABLE GOOSEGOOSEOut 1 Function EnabledGOOSEOut 1 ID GOOSEOut_1GOOSEOut 1 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 1 VLAN Priority 4GOOSEOut 1 VLAN ID 0GOOSEOut 1 ETYPE APPID 0GOOSEOut 1 ConfRev 1GOOSEOut 1 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 2 Function EnabledGOOSEOut 2 ID GOOSEOut_2GOOSEOut 2 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 2 VLAN Priority 4GOOSEOut 2 VLAN ID 0GOOSEOut 2 ETYPE APPID 0GOOSEOut 2 ConfRev 1GOOSEOut 2 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 3 Function Enabled




TX CONFIGURABLE GOOSE (continued from last page)GOOSEOut 3 ID GOOSEOut_3GOOSEOut 3 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 3 VLAN Priority 4GOOSEOut 3 VLAN ID 0GOOSEOut 3 ETYPE APPID 0GOOSEOut 3 ConfRev 1GOOSEOut 3 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 4 Function EnabledGOOSEOut 4 ID GOOSEOut_4GOOSEOut 4 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 4 VLAN Priority 4GOOSEOut 4 VLAN ID 0GOOSEOut 4 ETYPE APPID 0GOOSEOut 4 ConfRev 1GOOSEOut 4 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 5 Function EnabledGOOSEOut 5 ID GOOSEOut_5GOOSEOut 5 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 5 VLAN Priority 4GOOSEOut 5 VLAN ID 0GOOSEOut 5 ETYPE APPID 0GOOSEOut 5 ConfRev 1GOOSEOut 5 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 6 Function EnabledGOOSEOut 6 ID GOOSEOut_6GOOSEOut 6 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 6 VLAN Priority 4GOOSEOut 6 VLAN ID 0GOOSEOut 6 ETYPE APPID 0GOOSEOut 6 ConfRev 1GOOSEOut 6 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 7 Function EnabledGOOSEOut 7 ID GOOSEOut_7GOOSEOut 7 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 7 VLAN Priority 4GOOSEOut 7 VLAN ID 0GOOSEOut 7 ETYPE APPID 0GOOSEOut 7 ConfRev 1GOOSEOut 7 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 8 Function EnabledGOOSEOut 8 ID GOOSEOut_8GOOSEOut 8 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 8 VLAN Priority 4GOOSEOut 8 VLAN ID 0GOOSEOut 8 ETYPE APPID 0GOOSEOut 8 ConfRev 1GOOSEOut 8 Retransmission Curve Relaxed










OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 3Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source OSC TRIG On (VO6)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 86G-1B TRIP On (VO1)Digital Channel 2 STATOR DIFF OP ADigital Channel 3 STATOR DIFF OP BDigital Channel 4 STATOR DIFF OP CDigital Channel 5 3RD HARM NTRL UV PKPDigital Channel 6 3RD HARM NTRL UV OPDigital Channel 7 3RD HARM NTRL UV DPODigital Channel 8 AUX OV 1 PKPDigital Channel 9 AUX OV 1 OPDigital Channel 10 AUX OV 1 DPODigital Channel 11 86G-2B TRIP On (VO2)Digital Channel 12 VOLTS PER HERTZ 1 PKPDigital Channel 13 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 14 VOLTS PER HERTZ 1 DPODigital Channel 15 VOLTS PER HERTZ 2 PKPDigital Channel 16 VOLTS PER HERTZ 2 OPDigital Channel 17 VOLTS PER HERTZ 2 DPODigital Channel 18 LOSS EXCIT PKPDigital Channel 19 LOSS EXCIT OPDigital Channel 20 LOSS EXCIT DPODigital Channel 21 GEN UNBAL PKPDigital Channel 22 GEN UNBAL OPDigital Channel 23 GEN UNBAL DPODigital Channel 24 52G TRIP On (VO3)Digital Channel 25 PH DIST Z2 OP ABDigital Channel 26 PH DIST Z2 OP BCDigital Channel 27 PH DIST Z2 OP CADigital Channel 28 DIR POWER 1 OPDigital Channel 29 DIR POWER 2 OPDigital Channel 30 POWER SWING TRIPDigital Channel 31 UNDERFREQ 1 PKPDigital Channel 32 UNDERFREQ 1 OPDigital Channel 33 UNDERFREQ 1 DPODigital Channel 34 24A (FE 1) DPODigital Channel 35 GEN UNBAL STG2 OPDigital Channel 36 ACCDNT ENRG OPDigital Channel 37 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 38 PHASE UV1 OPDigital Channel 39 PHASE OV1 OPDigital Channel 40 PHASE TOC1 PKPDigital Channel 41 PHASE TOC1 OP




OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Digital Channel 42 PHASE TOC1 DPODigital Channel 43 OVERFREQ 1 PKPDigital Channel 44 OVERFREQ 1 OPDigital Channel 45 OVERFREQ 1 DPODigital Channel 47 86G1A On(P7a)Digital Channel 48 86G2A On(P7c)Analog Channel 1 Stator Diff IadAnalog Channel 2 Stator Rest IarAnalog Channel 3 Stator Diff IbdAnalog Channel 4 Stator Rest IbrAnalog Channel 5 Stator Diff IcdAnalog Channel 6 Stator Rest IcrAnalog Channel 7 Stator Gnd Vn 3rdAnalog Channel 8 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 10 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 11 SRC2 Ia RMSAnalog Channel 12 SRC2 Ib RMSAnalog Channel 13 SRC2 Ic RMSAnalog Channel 14 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 15 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 16 SRC1 Ic RMS

DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 10000 msecChannel 1 Stator Gnd Vn 3rdChannel 2 SRC2 PChannel 3 SRC2 PFChannel 4 SRC1 Vx RMSChannel 5 SRC1 Vx Mag

USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input Alarm On (VO8)

USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 3RD HARM NTRL UV OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 59N(DE1) OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND STATOR DIFF OP ALED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND STATOR DIFF OP BLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND STATOR DIFF OP CLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND VOLTS PER HERTZ 2 OPLED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND LOSS EXCIT STG1 OPLED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND LOSS EXCIT STG2 OPLED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND PH DIST Z2 OP ABLED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND PH DIST Z2 OP BCLED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND PH DIST Z2 OP CALED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND POWER SWING TRIPLED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND DIR POWER 1 OPLED 14: TYPE Latched




USER PROGRAMMABLE LEDS (continued from last page)LED 15: OPERAND UNDERFREQ 1 OPLED 15: TYPE LatchedLED 16: OPERAND SRC2 VT FUSE FAIL OPLED 16: TYPE LatchedLED 17: OPERAND GEN UNBAL OPLED 17: TYPE LatchedLED 18: OPERAND OVERFREQ 1 OPLED 18: TYPE LatchedLED 19: OPERAND PHASE UV1 OPLED 19: TYPE LatchedLED 20: OPERAND PHASE OV1 OPLED 20: TYPE LatchedLED 21: OPERAND ACCDNT ENRG OPLED 21: TYPE LatchedLED 22: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 22: TYPE LatchedLED 24: OPERAND 86G1A Off(P7a)LED 24: TYPE Self-ResetLED 25: OPERAND 86G2A On(P7c)LED 25: TYPE Self-Reset


INSTALLATIONRelay Name GTG G60B



VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 120.0 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VnVT F5: Auxiliary VT Secondary 240.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 50.00 :1VT M5: Phase VT Connection DeltaVT M5: Phase VT Secondary 25.0 VVT M5: Phase VT Ratio 1.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 25.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1

POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCReverse Phase Rotation OFFFrequency And Phase Reference LINE (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled

SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name NEUTRLSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT None




SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT F5SOURCE 2: Name LINESOURCE 2: Phase CT M1SOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT F5SOURCE 2: Auxiliary VT None





FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 3RD HARM NTRL UV OPFlexLogic Entry 2 59N(DE1) OPFlexLogic Entry 3 STATOR DIFF OPFlexLogic Entry 4 OR(3)FlexLogic Entry 5 = 86G-1B TRIP (VO1)FlexLogic Entry 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 7 VOLTS PER HERTZ 2 OPFlexLogic Entry 8 LOSS EXCIT STG1 OPFlexLogic Entry 9 LOSS EXCIT STG2 OPFlexLogic Entry 10 GEN UNBAL STG1 OPFlexLogic Entry 11 OR(5)FlexLogic Entry 12 = 86G-2B TRIP (VO2)FlexLogic Entry 13 PH DIST Z2 OPFlexLogic Entry 14 DIR POWER 1 OPFlexLogic Entry 15 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 16 ACCDNT ENRG OPFlexLogic Entry 17 POWER SWING TRIPFlexLogic Entry 18 UNDERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 19 OR(6)FlexLogic Entry 20 = 52G TRIP (VO3)FlexLogic Entry 21 86G-1B TRIP On (VO1)FlexLogic Entry 22 86G-2B TRIP On (VO2)FlexLogic Entry 23 52G TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 24 OR(3)FlexLogic Entry 25 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 26 52G/b On(H7a)FlexLogic Entry 27 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 28 OR(2)FlexLogic Entry 29 = BLOCK (VO5)FlexLogic Entry 30 ANY TRIP On (VO4)FlexLogic Entry 31 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 32 TRIG OSC On(U7a)FlexLogic Entry 33 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 34 OR(2)FlexLogic Entry 35 = OSC TRIG (VO6)FlexLogic Entry 36 24A (FE 1) OPFlexLogic Entry 37 GEN UNBAL STG2 OPFlexLogic Entry 38 OVERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 39 PHASE OV1 OPFlexLogic Entry 40 PHASE UV1 OPFlexLogic Entry 41 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 42 OR(6)FlexLogic Entry 43 = Alarm (VO8)FlexLogic Entry 44 END




FLEXELEMENTSFLEXELEMENTS 1: Function EnabledFLEXELEMENTS 1: Name 24AFLEXELEMENTS 1: InputPlus Volts Per Hertz 1FLEXELEMENTS 1: InputMinus OFFFLEXELEMENTS 1: InputMode ABSOLUTEFLEXELEMENTS 1: Compare Mode LEVELFLEXELEMENTS 1: Direction Type OVERFLEXELEMENTS 1: Pickup 1.060 puFLEXELEMENTS 1: Hysteresis 3.0 %FLEXELEMENTS 1: DeltaTUnits MillisecondsFLEXELEMENTS 1: DeltaT 20FLEXELEMENTS 1: Pickup Delay 10.000 sFLEXELEMENTS 1: Reset Delay 60.000 sFLEXELEMENTS 1: Block OFFFLEXELEMENTS 1: Target Self-resetFLEXELEMENTS 1: Events Enabled


DISTANCEDISTANCE [GROUP 1] Source LINE (SRC 2)Memory Duration 10 cyclesForce Self-Polar OFFForce Mem-Polar OFF

PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z2: Function EnabledPHASE DISTANCE Z2: Direction ForwardPHASE DISTANCE Z2: Shape MhoPHASE DISTANCE Z2: Xfmr Vol Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Curr Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Reach 15.36 ohmsPHASE DISTANCE Z2: RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach 0.02 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Supervision 0.200 puPHASE DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 puPHASE DISTANCE Z2: Delay 0.800 sPHASE DISTANCE Z2: Block BLOCK On (VO5)PHASE DISTANCE Z2: Target LatchedPHASE DISTANCE Z2: Events Enabled

POWER SWING DETECT [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Shape Quad ShapeMode Two StepSupv 0.600 puFwd Reach 4.01 ohmsQuad Fwd Mid 4.01 ohmsQuad Fwd Out 4.01 ohmsFwd Rca 89 degRev Reach 8.89 ohmsQuad Rev Mid 8.89 ohmsQuad Rev Out 8.89 ohmsRev Rca 90 degOuter Limit Angle 120 degMiddle Limit Angle 90 deg




POWER SWING DETECT [GROUP 1] (continued from last page)Inner Limit Angle 60 degOuter Rgt Bld 8.21 ohmsOuter Lft Bld 8.21 ohmsMidle Rgt Bld 8.21 ohmsMidle Lft Bld 8.21 ohmsInner Rgt Bld 2.74 ohmsInner Lft Bld 2.74 ohmsDelay 1 Pickup 0.140 sDelay 1 Reset 0.050 sDelay 2 Pickup 0.017 sDelay 3 Pickup 0.320 sDelay 4 Pickup 0.070 sSeal-In Delay 0.400 sTrip Mode DelayedBlock BLOCK On (VO5)Target LatchedEvent Enabled

STATOR DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledLine End Source LINE (SRC 2)Neutral End Source NEUTRL (SRC 1)Pickup 0.100 puSlope 1 10 %Break 1 1.15 puSlope 2 80 %Break 2 4.00 puBlock OFFTargets LatchedEvents Enabled

PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.864 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.53PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled

GENERATOR UNBALANCE [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Inom 0.752 puStage 1 Pickup 8.00 %Stage 1 K-Value 8.00Stage 1 Tmin 0.001 sStage 1 Tmax 1000.0 sStage 1 K-Reset 227.0 sStage 2 Pickup 5.60 %Stage 2 Pickup Delay 1.0 sBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled

VOLTAGE ELEMENTSPHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE UV1: Mode Phase to Phase




PHASE UV [GROUP 1] (continued from last page)PHASE UV1: Pickup 0.800 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 10.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE UV1: Target LatchedPHASE UV1: Events Enabled

PHASE OV [GROUP 1] PHASE OV1: Function EnabledPHASE OV1: Source LINE (SRC 2)PHASE OV1: Pickup 1.200 puPHASE OV1: Delay 3.00 sPHASE OV1: Reset Delay 0.00 sPHASE OV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE OV1: Target LatchedPHASE OV1: Events Enabled

AUXILIARY OV [GROUP 1] AUXILIARY OV 1: Function EnabledAUXILIARY OV 1: Source NEUTRL (SRC 1)AUXILIARY OV 1: Pickup 0.021 puAUXILIARY OV 1: Pickup Delay 5.00 sAUXILIARY OV 1: Reset Delay 0.00 sAUXILIARY OV 1: Block OFFAUXILIARY OV 1: Target LatchedAUXILIARY OV 1: Events Enabled

VOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 7.00VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 2: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 2: Pickup 1.18 puVOLTS PER HERTZ 2: Curves Definite TimeVOLTS PER HERTZ 2: TD Multiplier 2.00VOLTS PER HERTZ 2: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 2: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 2: Events Enabled

LOSS OF EXCITATION [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Center 1 11.66 ohmRadius 1 9.22 ohmUV Supervision Enable 1 EnabledPickup Delay 1 0.060 sCenter 2 24.47 ohmRadius 2 22.03 ohmUV Supervision Enable 2 EnabledPickup Delay 2 0.600 sUV Supervision 0.900 puBlock SRC2 VT FUSE FAIL OPTarget LatchedEvents Enabled

ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1]




ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1] (continued from last page)Function EnabledSource LINE (SRC 2)Accidental Energization Arming Mode UV AND OFFLINEAccidental Energization OC Pickup 0.200Accidental Energization UV Pickup 0.500Accidental Energization Offline 52G/b On(H7a)Block OFFTarget LatchedEvents Enabled

STATOR GROUNDSTATOR GROUND SOURCE [GROUP 1] Source NEUTRL (SRC 1)

3RD HARMONIC NTRL UV [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.3000 puDelay 0.00 sMax Power 3.000 puMin Power 0.000 puVolt Supervision 0.500 puBlock OFFTarget Self-resetEvents Enabled

POWERSENSITIVE DIRECTIONAL POWER

SENSITIVE DIRECTIONAL POWER [GROUP 1] SENS DIR POWER1: Function EnabledSENS DIR POWER1: Signal Source LINE (SRC 2)SENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power RCA 180 degSENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power Calibration 0.00 degSENS DIR POWER1: Stage 1 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 1 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Stage 2 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 2 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Block BLOCK On (VO5)SENS DIR POWER1: Target LatchedSENS DIR POWER1: Events Enabled

CONTROL ELEMENTSUNDERFREQUENCYUNDERFREQUENCY 1: Function EnabledUNDERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)UNDERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)UNDERFREQUENCY 1: Min Volt/Amp 0.85 puUNDERFREQUENCY 1: Pickup 56.40 HzUNDERFREQUENCY 1: Pickup Delay 20.000 sUNDERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sUNDERFREQUENCY 1: Target LatchedUNDERFREQUENCY 1: Events Enabled

OVERFREQUENCYOVERFREQUENCY 1: Function EnabledOVERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)OVERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)OVERFREQUENCY 1: Pickup 64.80 HzOVERFREQUENCY 1: Pickup Delay 1.000 sOVERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sOVERFREQUENCY 1: Target LatchedOVERFREQUENCY 1: Events Enabled

DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function EnabledDigital Element 1 Name 59NDigital Element 1 Input AUX OV 1 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 s




DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled

MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu

FREQUENCY OOB ACCUMULATIONFreq OOB Accumulator Source NEUTRL (SRC 1)Freq OOB Accumulator Min V A 0.10 puFreq OOB Accumulator Block OFFFreq OOB Accumulator Target Self-resetFreq OOB Accumulator Events Disabled

INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/b[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID 86G1A[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID 86G2A[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Enabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID TRIG OSC[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Enabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled




CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/b, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 Vdc86G1A, 86G2A, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc

CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86G-1B[H1] Contact Output 1 Operate 86G-1B TRIP On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 86G-2B[H2] Contact Output 2 Operate 86G-2B TRIP On (VO2)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC1[H3] Contact Output 3 Operate 52G TRIP On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52G TC2[H4] Contact Output 4 Operate 52G TRIP On (VO3)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 24(A)[P2] Contact Output 8 Operate 24A (FE 1) OP[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID 46(A)[P3] Contact Output 9 Operate GEN UNBAL STG2 OP[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 81O(A)[P4] Contact Output 10 Operate OVERFREQ 1 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID VTFF[P5] Contact Output 11 Operate SRC2 VT FUSE FAIL OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U1] Contact Output 13 ID 27P(A)[U1] Contact Output 13 Operate PHASE UV1 OP[U1] Contact Output 13 Seal-In OFF[U1] Contact Output 13 Events Enabled[U2] Contact Output 14 ID 59P(A)[U2] Contact Output 14 Operate PHASE OV1 OP[U2] Contact Output 14 Seal-In OFF[U2] Contact Output 14 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID IBF/52G[U3] Contact Output 15 Operate 52G TRIP On (VO3)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled[U6] Contact Output 18 ID TRIG OS T60U[U6] Contact Output 18 Operate ANY TRIP On (VO4)[U6] Contact Output 18 Seal-In OFF[U6] Contact Output 18 Events Enabled

VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86G-1B TRIPVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 86G-2B TRIPVirtual Output 2 Events Enabled




VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 3 ID 52G TRIPVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events EnabledVirtual Output 5 ID BLOCKVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID OSC TRIGVirtual Output 6 Events EnabledVirtual Output 8 ID AlarmVirtual Output 8 Events Enabled

REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET Fixed




REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No

IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000


gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201

Overall Unit Protection - T60U

GE Energy


Overall Unit Protection

A) Transformer and Generator Data

Transformer: 220 kV (HV) 18.0 kV (LV) 300 MVAT 225/300MVA, YNd1

Generator: 281.25 MVAG System: 220 kV (HVS) UAT: 11.5 MVAUAT

B) Relay , PT and CT Data

Relay Model: GE T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXX

Relay Ranges: Percent Differential: 0.05 to 1.00 * 5A in 0.01 steps

Slope 1: 15-100%, Slope 2: 50-100%, Break 1: 1.0-2.0, Break 2: 2.0-30.0

Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5 Generator Neutral Side CTs, SRC1, W1

Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120 VT1,SRC1,W2,N = 150 Vsec = 69.3

Winding M1 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 UAT HV CTs, SRC3, W3

Winding M5 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV CTs, SRC2, W2

Winding M5 Neutral CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV Side Neutral CT, SRC2, W2

C) Differential Protection (87U) Settings Calculations

Setting Philosophy: 87U function uses internally compensated values of current. Differential current

setting (IDIFF ) = IF1 + IM1 + IM5. Differential instantaneous function will operate for faults within the

differential zone. The 87U function will be blocked using the average adaptive 2nd harmonic inrush

inhibit function as well as the 5th harmonic overexcitation inhibit function. Reference winding is F1.

Reference Winding and Magnitude Compensation Calculations

IF1 = (MVAT) / (3 * LV) = 9,622 A Imargin = CTF1/IF1 = 1.247

IM1 = (MVAUAT) / (3 * LVUAT) = 962 A Imargin = CTM1/IM1 = 2.079

IM5 = (MVAT-MVAUAT) / (3 * HV) = 757 A Imargin = CTM5/IM5 = 2.642

Magnitude Compensation F1= [CTF1 x kV(LV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 1.00 = MCF1

Magnitude Compensation M1= [CTM1 x kV(LVUAT)] / [CTF1 x kV(LV)] = 0.06 = MCM1

Magnitude Compensation M5= [CTM5 x kV(HV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 2.04 = MCM5

Expected Currents Through Each Winding During Normal Operation

IF1 = (MVAG) / (3 * LV) = 9,021 A, = 0.752 pu x MCF1 / IF1pu = 1.000 pu

IM1 = (MVAUAT) / (3 * LVUAT) = 962 A, = 0.053 pu x MCM1 / IF1pu = -0.005 pu

IM5 = (MVAG-MVAUAT) / (3 * HV) = 708 A, = 0.354 pu x MCM5 / IF1pu = -0.959 pu

IDIFF = IF1 + IM1 + IM5 = 0.036 pu ==> use 0.3pu pickup for % Diff

Expected Currents Through Each Winding During Startup Operation

IF1 = Max LCI current = 550 A, = 0.046 pu

IDIFF = IF1 + IM1 + IM5 = 0.046 pu ==> use 0.15pu pickup for % Diff

Section 2 T60U_R0 1

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

Recommended Settings: Normal Startup

Percent Differential Pickup Setting : 0.30 pu 0.15 pu

Percent Differential Slope 1 Setting : 25% 25%

Percent Differential Break 1 Setting : 2.0 pu 1.0 pu

Percent Differential Slope 2 Setting : 90% 50%

Percent Differential Break 2 Setting : 5.0 pu 2.0 pu

Inrush Inhibit Function: Adapt. 2nd Adapt. 2nd

Inrush Inhibit Mode: 2-out-3 2-out-3

Inrust Inhibit Level: 20% 20%

Overexcitation Inhibit Function: 5th 5th

Overexcitation Inhibit Level: 20% 20%

Instantaneous Differential Pickup : 4.0 disabled

E) HV Winding Phase Overcurrent (50/51T) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage winding (W2) TOC

unit pickup for 1.27 x GSU ONAF rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer's

secondary and/or tertiary winding thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.

Phase TOC1 Pickup: 1,000 A, = 0.500 CT multiples Time Dial: 0.60

Phase IOC1 Pickup: 10,000 A, = 5.00 CT multiples

F) HV Winding Ground Overcurrent (51TN) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set relay for IEC A (Inverse) curve. Set GSU neutral-ground TOC unit to

pickup for 25% of the neutral-ground CT rating. Set TOC time dial to operate at 1.0 second for the

transformer ground fault contribution.

Ground TOC1 Pickup: 500 A, = 0.25 CT multiples Time Dial : 0.29

TRANSFORMER SETTINGS AND CTs

Nomber of Windings: 3 DIFF / RSTR CHARACTERISTIC

W1 W2 W3 W4 W5 W6 DIFFERENTIAL- RESTRAINT GRAPH

Rated(MVA) 300 300 11.5 0 0 0 Diff. min. PKP 0.30 Slope1 25.0

Nom. (kV) 18 220 18 13.8 230 69 Kneepoint 1 2.00

Connection DELTA WYE DELTA WYE ZIG-ZAG WYE Kneepoint 2 5.00 Slope2 90.0

Grounding NO YES NO YES NO YES

Angle WRT 0 -330 0 -30 0 0 Pre-calculated graph points >>Pre-calculated ratio of the point from the

CT primary 12000 2000 2000 104.34 1000 1000 Id/Ir, (%) Ph A Ph B Ph C characteristic, corresponding to the same

CT sec. tap 5 5 5 5 5 5 25.0 25.0 25.0 restraint as per the actual Id/Ir ratio. The trip

Inom. Prim. 9622.5 787.3 368.9 0.0 0.0 0.0 occurs, when the actual Id/Ir ratio,(%) is bigger

Inom.Sec. 4.009 1.968 0.922 0.000 0.000 0.000 than the pre-calculated Id/Ir ratio, (%)

Rotations ABC 1 ACTUAL VALUES

TEST CURRENTS Magnitude Ref. Winding #: 1

IA IB IC

W1 DIFFERENTIAL CURRENTS

Magnitude 3.76 3.76 3.76 Iad Ibd Icd

Angle 0.0 -120.0 120.0 Magnitude 0.00 0.00 0.00

W2 Angle -180.0 -300.0 -60.0

Magnitude 1.77 1.77 1.77

Angle -150.0 90.0 -30.0 RESTRAINT CURRENTS

W3 Iar Ibr Icr

Magnitude 0.92 0.92 0.92 Magnitude 0.75 0.75 0.75

Angle -180.0 60.0 -60.0

W4 Actual Differential/Restraint Ratio

Magnitude 0.00 0.00 0.00 Actual ph A % ph B % ph C %

Angle 0.0 0.0 0.0 Id/Ir ratio 0.0 0.0 0.0

W5

Magnitude 0.00 0.00 0.00 DIFF. OPERATION

Angle 0.0 0.0 0.0 NO TRIP

W6 Ia Ib Ic

Magnitude 0.00 0.00 0.00 No trip No trip No trip

Angle 0.0 0.0 0.0

Select Magnitude Ref. Winding:

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

I diff, pu

I restr, pu

Operating Characteristic

Slope characteristics Iad Ibd Icd

Section 2 T60U_R0 2

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000

CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS


TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES

General ElectricCompany

50/51T

FAULT: PHASE

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%

GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH

GSU-1FLA

50/51T T60GE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.5 (1000A)Time Multiplier = 0.6Inst. Pickup = 5 (10000A)

50/51T T60BUS-1

GTG GEN1

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

50T51T

Section 2 T60U_R0 3

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


50/51T

FAULT: PHASE

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%


GSU-1FLA


50/51T T60BUS-1

GTG GEN1

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

50T51T

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


51TN

FAULT: GROUND

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%


GSU-1FLA

51TNGE T6051N/50N IECCurve A (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.25 (500A)Time Multiplier = 0.29

51TN

BUS-1 11.5

72

GTG GEN1 0.70

4

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

51TN

3.65

6 19

.608

Section 2 T60U_R0 4

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


51TN

FAULT: GROUND

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%


GSU-1FLA


51TN

BUS-1 11.5

72

GTG GEN1 0.70

4

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

51TN

3.65

6 19

.608

Section 2 T60U_R0 5

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

G) Volts-per-hertz (24) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set to protect transformer based on theTypical Transformer V/Hz composite of

curves in C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.

V/Hz 1 Pickup : 1.10 pu V/Hz V/Hz 1 Curve Shape : Inverse A

V/Hz 1 TD Multiplier : 0.80 V/Hz 1 Reset : 600 seconds

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

1.35

1.40

1 10 100 1000 10000

Transformer V/Hz Protection

24 Transformer

Section 2 T60U_R0 6


T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES

ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR










MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %


GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1




GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 33 ctlModel 1SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1

GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000


XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt No




XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI11 OpCnt NoClear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No




OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 4Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source TRIG OSC On (VO2)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 XFMR INST DIFF OPDigital Channel 2 XFMR PCNT DIFF OPDigital Channel 3 PHASE IOC1 OPDigital Channel 4 PHASE TOC1 OPDigital Channel 5 GROUND TOC1 OPDigital Channel 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 7 86U On (VO1)Analog Channel 1 Xfmr Iad MagAnalog Channel 2 Xfmr Ibd MagAnalog Channel 3 Xfmr Icd MagAnalog Channel 4 Xfmr Iar MagAnalog Channel 5 Xfmr Ibr MagAnalog Channel 6 Xfmr Icr MagAnalog Channel 7 Xfmr Harm2 Iad MagAnalog Channel 8 Xfmr Harm5 Iad MagAnalog Channel 9 Xfmr Harm2 Ibd MagAnalog Channel 10 Xfmr Harm5 Ibd MagAnalog Channel 11 Xfmr Harm2 Icd MagAnalog Channel 12 Xfmr Harm5 Icd MagAnalog Channel 13 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 14 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 15 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 16 SRC2 Ig RMS

DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 60000 msec

DEMANDCurrent Method Thermal ExponentialPower Method Thermal ExponentialInterval 15 MINTrigger OFF

USER-PROGRAMMABLE LEDSLED TESTFunction EnabledControl ANY SELF TESTS




TRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO3)Alarm LED Input ANY SELF TESTS

USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND XFMR INST DIFF OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND XFMR PCNT DIFF OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND PHASE IOC1 OPLED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND GROUND TOC1 OPLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE Latched


INSTALLATIONRelay Name GTG T60U


CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 12000 ACT F1: Ground CT Secondary 5 ACT M1: Phase CT Primary 2000 ACT M1: Phase CT Secondary 5 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 ACT M5: Phase CT Primary 2000 ACT M5: Phase CT Secondary 5 ACT M5: Ground CT Primary 2000 ACT M5: Ground CT Secondary 5 A

VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection WyeVT F5: Phase VT Secondary 69.3 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1

POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference GEN (SRC 1)Frequency Tracking Function Enabled

SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT F1SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name GSU HVSOURCE 2: Phase CT M5SOURCE 2: Ground CT M5SOURCE 2: Phase VT NoneSOURCE 2: Auxiliary VT None




SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 3: Name UATSOURCE 3: Phase CT M1SOURCE 3: Ground CT M1SOURCE 3: Phase VT NoneSOURCE 3: Auxiliary VT None

TRANSFORMERGENERALNumber Of Windings 3Reference Winding Selection Winding 1Phase Compensation Internal (software)Load Loss At Rated Load 460 kWRated Winding Temperature Rise 65°C (oil)No Load Loss 145 kWType Of Cooling FATop-oil Rise Over Ambient 35 °CThermal Capacity 100.00 kWh/°CWinding Thermal Time Constant 2.00 min

WINDINGSWINDING 1: Source GEN (SRC 1)WINDING 1: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 1: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 1: Connection DeltaWINDING 1: Grounding Not within zoneWINDING 1: Angle Wrt Winding 1 0.0 degWINDING 1: Resistance 0.0021 ohmsWINDING 2: Source GSU HV (SRC 2)WINDING 2: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 2: Nominal Phs-phs Voltage 220.000 kVWINDING 2: Connection WyeWINDING 2: Grounding Within zoneWINDING 2: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 2: Resistance 0.1573 ohmsWINDING 3: Source UAT (SRC 3)WINDING 3: Rated MVA 11.500 MVAWINDING 3: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 3: Connection DeltaWINDING 3: Grounding Not within zoneWINDING 3: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 3: Resistance 0.1573 ohms

THERMAL INPUTSWinding Currents GEN (SRC 1)Ambient Temperature Sensor RRTD Input 1Ambient Temperature January Average -20 °CAmbient Temperature February Average -30 °CAmbient Temperature March Average -10 °CAmbient Temperature April Average 10 °CAmbient Temperature May Average 20 °CAmbient Temperature June Average 30 °CAmbient Temperature July Average 30 °CAmbient Temperature August Average 30 °CAmbient Temperature September Average 20 °CAmbient Temperature October Average 10 °CAmbient Temperature November Average 10 °CAmbient Temperature December Average -10 °CTop Oil Temperature Sensor RRTD Input 1



FLEXCURVE C




FLEXCURVE C (continued from last page)FlexCurve Name FlexCurve C


FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 PHASE IOC1 OPFlexLogic Entry 2 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 3 XFMR INST DIFF OPFlexLogic Entry 4 XFMR PCNT DIFF OPFlexLogic Entry 5 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 6 OR(5)FlexLogic Entry 7 = 86U (VO1)FlexLogic Entry 8 86U On (VO1)FlexLogic Entry 9 GROUND TOC1 OPFlexLogic Entry 10 OR(2)FlexLogic Entry 11 = ANY TRIP (VO3)FlexLogic Entry 12 TRIG OSC On(P7a)FlexLogic Entry 13 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 14 ANY TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 15 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 16 OR(2)FlexLogic Entry 17 = TRIG OSC (VO2)FlexLogic Entry 18 END


TRANSFORMERPERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.300 puSlope 1 25 %Break 1 2.000 puBreak 2 5.000 puSlope 2 90 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled

INSTANTANEOUS DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 4.000 puBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled

PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source GSU HV (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.950 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.60PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled




PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFFPHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled

GROUND CURRENTGROUND TOC [GROUP 1] GROUND TOC1: Function EnabledGROUND TOC1: Source GSU HV (SRC 2)GROUND TOC1: Input PhasorGROUND TOC1: Pickup 0.250 puGROUND TOC1: Curve IEC Curve AGROUND TOC1: TD Multiplier 0.29GROUND TOC1: Reset InstantaneousGROUND TOC1: Block OFFGROUND TOC1: Target LatchedGROUND TOC1: Events Enabled

RESTRICTED GROUND FAULT [GROUP 1] RGF1: Function EnabledRGF1: Source GSU HV (SRC 2)RGF1: Pickup 0.050 puRGF1: Slope 50 %RGF1: Pickup Delay 10.00 sRGF1: Reset Delay 1.00 sRGF1: Block OFFRGF1: Target LatchedRGF1: Events Enabled

VOLTAGE ELEMENTSVOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source GEN (SRC 1)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 0.80VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block OFFVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events Enabled

GROUP 2TRANSFORMER

PERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 2] Function EnabledPickup 0.150 puSlope 1 25 %Break 1 1.000 puBreak 2 2.000 puSlope 2 50 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled





PHASE IOC [GROUP 2] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFFPHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled




CONTROL ELEMENTSSETTING GROUPSFunction Enabled




SETTING GROUPS (continued from last page)Block OFFGroup 2 Activate On 87TSSX On(H7c)Group 3 Activate On OFFGroup 4 Activate On OFFGroup 5 Activate On OFFGroup 6 Activate On OFFGroup 1 NameGroup 2 NameGroup 3 NameGroup 4 NameGroup 5 NameGroup 6 NameEvents Disabled

MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function DisabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu

INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID Cont Ip 1[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Disabled[H7C] Contact Input 2 ID 87TSSX[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Enabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID TRIG OSC[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled




CONTACT INPUT THRESHOLDSCont Ip 1, 87TSSX, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 33 Vdc

CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID PH TRIP 86U[H1] Contact Output 1 Operate 86U On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52L TC1[H3] Contact Output 3 Operate GROUND TOC1 OP[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52L TC2[H4] Contact Output 4 Operate GROUND TOC1 OP[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID IBF 52L TC1[H5] Contact Output 5 Operate GROUND TOC1 OP[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID IBF 52L TC2[H6] Contact Output 6 Operate GROUND TOC1 OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Disabled[P1] Contact Output 7 ID ALARM[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO3)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID TRG OSC G60A[P5] Contact Output 11 Operate ANY TRIP On (VO3)[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[P6] Contact Output 12 ID TRG OSC G60B[P6] Contact Output 12 Operate ANY TRIP On (VO3)[P6] Contact Output 12 Seal-In OFF[P6] Contact Output 12 Events Enabled

VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86UVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID TRIG OSCVirtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID ANY TRIPVirtual Output 3 Events Enabled

REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET Fixed




REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET FixedRemote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No

IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000

IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default Value




IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201

Step-Up Transformer Protection - T60U

GE Energy


Step-Up Transformer Protection

A) Transformer and Generator Data

Transformer: 220 kV (HV) 18.0 kV (LV) 300 MVAT 225/300MVA, YNd1

Generator: 281.25 MVAG System: 220 kV (HVS)


Relay Model: GE T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXX

Relay Ranges: Percent Differential: 0.05 to 1.00 * 5A in 0.01 steps

Slope 1: 15-100%, Slope 2: 50-100%, Break 1: 1.0-2.0, Break 2: 2.0-30.0

Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5 Generator Neutral Side CTs, SRC1, W1

Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120 VT1,SRC1,W2,N = 150 Vsec = 69.3

Winding M5 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV CTs, SRC2, W2

Winding M5 Neutral CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV Side Neutral CT, SRC2, W2

C) Differential Protection (87T) Settings Calculations

Setting Philosophy: 87T function uses internally compensated values of current. Differential current

setting (IDIFF ) = IF1 + IM5. Differential instantaneous function will operate for faults within the

differential zone. The 87T function will be blocked using the average adaptive 2nd harmonic inrush

inhibit function as well as the 5th harmonic overexcitation inhibit function. Reference winding is F1.

Reference Winding and Magnitude Compensation Calculations

IF1 = (MVAT) / (3 * LV) = 9,622 A Imargin = CTF1/IF1 = 1.247

IM5 = (MVAT) / (3 * HV) = 787 A Imargin = CTM5/IM5 = 2.540

Magnitude Compensation F1= [CTF1 x kV(LV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 1.00 = MCF1

Magnitude Compensation M5= [CTM5 x kV(HV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 2.04 = MCM5

Expected Currents Through Each Winding During Normal Operation

IF1 = (MVAG) / (3 * LV) = 9,021 A, = 0.752 pu x MCF1 / IF1pu = 1.000 pu

IM5 = (MVAG) / (3 * HV) = 738 A, = 0.369 pu x MCM5 / IF1pu = -1.000 pu

IDIFF = IF1 + IM5 = 0.000 pu ==> use 0.3pu pickup for % Diff

Recommended Settings: Percent Differential Pickup Setting : 0.30 pu

Percent Differential Slope 1 Setting : 25%

Percent Differential Break 1 Setting : 2.0 pu

Percent Differential Slope 2 Setting : 90%

Percent Differential Break 2 Setting : 5.0 pu

Inrush Inhibit Function: Adapt. 2nd

Inrush Inhibit Mode: 2-out-3

Inrust Inhibit Level: 20%

Overexcitation Inhibit Function: 5th

Overexcitation Inhibit Level: 20%

Instantaneous Differential Pickup : 4.0

Section 3 T60U_R0 1

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

E) HV Winding Phase Overcurrent (50/51T) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage winding (W2) TOC

unit pickup for 1.27 x GSU ONAF rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer's

secondary and/or tertiary winding thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.

Phase TOC1 Pickup: 1,000 A, = 0.500 CT multiples Time Dial: 0.60

Phase IOC1 Pickup: 10,000 A, = 5.00 CT multiples

F) HV Winding Ground Overcurrent (51TN) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set relay for IEC A (Inverse) curve. Set GSU neutral-ground TOC unit to

pickup for 25% of the neutral-ground CT rating. Set TOC time dial to operate at 1.0 second for the

transformer ground fault contribution.

Ground TOC1 Pickup: 500 A, = 0.25 CT multiples Time Dial : 0.29

TRANSFORMER SETTINGS AND CTs

Nomber of Windings: 2 DIFF / RSTR CHARACTERISTIC

W1 W2 W3 W4 W5 W6 DIFFERENTIAL- RESTRAINT GRAPH

Rated(MVA) 300 300 0 0 0 0 Diff. min. PKP 0.30 Slope1 25.0

Nom. (kV) 18 220 18 13.8 230 69 Kneepoint 1 2.00

Connection DELTA WYE DELTA WYE ZIG-ZAG WYE Kneepoint 2 5.00 Slope2 90.0

Grounding NO YES NO YES NO YES

Angle WRT 0 -330 0 -30 0 0 Pre-calculated graph points >>Pre-calculated ratio of the point from the

CT primary 12000 2000 2000 104.34 1000 1000 Id/Ir, (%) Ph A Ph B Ph C characteristic, corresponding to the same

CT sec. tap 5 5 5 5 5 5 25.0 25.0 25.0 restraint as per the actual Id/Ir ratio. The trip

Inom. Prim. 9622.5 787.3 0.0 0.0 0.0 0.0 occurs, when the actual Id/Ir ratio,(%) is bigger

Inom.Sec. 4.009 1.968 0.000 0.000 0.000 0.000 than the pre-calculated Id/Ir ratio, (%)

Rotations ABC 1 ACTUAL VALUES

TEST CURRENTS Magnitude Ref. Winding #: 1

IA IB IC

W1 DIFFERENTIAL CURRENTS

Magnitude 3.76 3.76 3.76 Iad Ibd Icd

Angle 0.0 -120.0 120.0 Magnitude 0.00 0.00 0.00

W2 Angle 0.0 -120.0 -240.0

Magnitude 1.85 1.85 1.85

Angle -150.0 90.0 -30.0 RESTRAINT CURRENTS

W3 Iar Ibr Icr

Magnitude 0.00 0.00 0.00 Magnitude 0.75 0.75 0.75

Angle 0.0 0.0 0.0

W4 Actual Differential/Restraint Ratio

Magnitude 0.00 0.00 0.00 Actual ph A % ph B % ph C %

Angle 0.0 0.0 0.0 Id/Ir ratio 0.0 0.0 0.0

W5

Magnitude 0.00 0.00 0.00 DIFF. OPERATION

Angle 0.0 0.0 0.0 NO TRIP

W6 Ia Ib Ic

Magnitude 0.00 0.00 0.00 No trip No trip No trip

Angle 0.0 0.0 0.0

Select Magnitude Ref. Winding:

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

I diff, pu

I restr, pu

Operating Characteristic

Slope characteristics Iad Ibd Icd

Section 3 T60U_R0 2

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


50/51T

FAULT: PHASE

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%


GSU-1FLA


50/51T T60BUS-1

GTG GEN1

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

50T51T

Section 3 T60U_R0 3

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


51TN

FAULT: GROUND

DATE: Aug 23, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA DE ETAN

GSU-1225000 / 300000 kVA10%


GSU-1FLA


51TN

BUS-1 11.5

72

GTG GEN1 0.70

4

GSU-1

225 / 300 MVA

220 - 18 kV

10%

2000/5

51TN

3.65

6 19

.608

Section 3 T60U_R0 4

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

G) Volts-per-hertz (24) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set to protect transformer based on theTypical Transformer V/Hz composite of

curves in C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.

V/Hz 1 Pickup : 1.10 pu V/Hz V/Hz 1 Curve Shape : Inverse A

V/Hz 1 TD Multiplier : 0.80 V/Hz 1 Reset : 600 seconds

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

1.35

1.40

1 10 100 1000 10000

Transformer V/Hz Protection

24 Transformer

Section 3 T60U_R0 5

Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1

T60T_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 3 T60T\DEVICE DEFINITIONFILES

ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG T60TTEXT COLOR










MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %




MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %


GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1




GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 33 ctlModel 1SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1

GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000




GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000


XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt No




XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI11 OpCnt NoClear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No




OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 4Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source TRIG OSC On (VO2)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 XFMR INST DIFF OPDigital Channel 2 XFMR PCNT DIFF OPDigital Channel 3 PHASE IOC1 OPDigital Channel 4 PHASE TOC1 OPDigital Channel 5 GROUND TOC1 OPDigital Channel 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 7 86T On (VO1)Digital Channel 8 63PTX On(H7A)Analog Channel 1 Xfmr Iad MagAnalog Channel 2 Xfmr Ibd MagAnalog Channel 3 Xfmr Icd MagAnalog Channel 4 Xfmr Iar MagAnalog Channel 5 Xfmr Ibr MagAnalog Channel 6 Xfmr Icr MagAnalog Channel 7 Xfmr Harm2 Iad MagAnalog Channel 8 Xfmr Harm5 Iad MagAnalog Channel 9 Xfmr Harm2 Ibd MagAnalog Channel 10 Xfmr Harm5 Ibd MagAnalog Channel 11 Xfmr Harm2 Icd MagAnalog Channel 12 Xfmr Harm5 Icd MagAnalog Channel 13 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 14 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 15 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 16 SRC2 Ig RMS



USER-PROGRAMMABLE LEDSLED TESTFunction EnabledControl ANY SELF TESTS




TRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO3)Alarm LED Input ANY SELF TESTS

USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND XFMR INST DIFF OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND XFMR PCNT DIFF OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND PHASE IOC1 OPLED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND GROUND TOC1 OPLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND 63PTX On(H7A)LED 7: TYPE Latched


INSTALLATIONRelay Name GTG T60T


CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 12000 ACT F1: Ground CT Secondary 5 ACT M1: Phase CT Primary 1 ACT M1: Phase CT Secondary 1 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 ACT M5: Phase CT Primary 2000 ACT M5: Phase CT Secondary 5 ACT M5: Ground CT Primary 2000 ACT M5: Ground CT Secondary 5 A

VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection WyeVT F5: Phase VT Secondary 69.3 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1

POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference GEN (SRC 1)Frequency Tracking Function Enabled

SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT F1SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name GSU HVSOURCE 2: Phase CT M5




SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 2: Ground CT M5SOURCE 2: Phase VT NoneSOURCE 2: Auxiliary VT None

TRANSFORMERGENERALNumber Of Windings 2Reference Winding Selection Winding 1Phase Compensation Internal (software)Load Loss At Rated Load 460 kWRated Winding Temperature Rise 65°C (oil)No Load Loss 145 kWType Of Cooling FATop-oil Rise Over Ambient 35 °CThermal Capacity 100.00 kWh/°CWinding Thermal Time Constant 2.00 min

WINDINGSWINDING 1: Source GEN (SRC 1)WINDING 1: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 1: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 1: Connection DeltaWINDING 1: Grounding Not within zoneWINDING 1: Angle Wrt Winding 1 0.0 degWINDING 1: Resistance 0.0021 ohmsWINDING 2: Source GSU HV (SRC 2)WINDING 2: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 2: Nominal Phs-phs Voltage 220.000 kVWINDING 2: Connection WyeWINDING 2: Grounding Within zoneWINDING 2: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 2: Resistance 0.1573 ohms

THERMAL INPUTSWinding Currents GEN (SRC 1)Ambient Temperature Sensor RRTD Input 1Ambient Temperature January Average -20 °CAmbient Temperature February Average -30 °CAmbient Temperature March Average -10 °CAmbient Temperature April Average 10 °CAmbient Temperature May Average 20 °CAmbient Temperature June Average 30 °CAmbient Temperature July Average 30 °CAmbient Temperature August Average 30 °CAmbient Temperature September Average 20 °CAmbient Temperature October Average 10 °CAmbient Temperature November Average 10 °CAmbient Temperature December Average -10 °CTop Oil Temperature Sensor RRTD Input 1





FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 2 PHASE IOC1 OP




FLEXLOGIC EQUATION EDITOR (continued from last page)FlexLogic Entry 3 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 4 63PTX On(H7A)FlexLogic Entry 5 XFMR INST DIFF OPFlexLogic Entry 6 XFMR PCNT DIFF OPFlexLogic Entry 7 OR(6)FlexLogic Entry 8 = 86T (VO1)FlexLogic Entry 9 86T On (VO1)FlexLogic Entry 10 GROUND TOC1 OPFlexLogic Entry 11 OR(2)FlexLogic Entry 12 = ANY TRIP (VO3)FlexLogic Entry 13 Cont Ip 5 On(P7A)FlexLogic Entry 14 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 15 ANY TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 16 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 17 OR(2)FlexLogic Entry 18 = TRIG OSC (VO2)FlexLogic Entry 19 END


TRANSFORMERPERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.300 puSlope 1 25 %Break 1 2.000 puBreak 2 5.000 puSlope 2 90 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled

INSTANTANEOUS DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 4.000 puBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled


PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFF




PHASE IOC [GROUP 1] (continued from last page)PHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled




CONTROL ELEMENTSSETTING GROUPSFunction EnabledBlock OFFGroup 2 Activate On Cont Ip 2 On(H7C)Group 3 Activate On OFFGroup 4 Activate On OFFGroup 5 Activate On OFFGroup 6 Activate On OFFGroup 1 NameGroup 2 NameGroup 3 NameGroup 4 NameGroup 5 NameGroup 6 NameEvents Disabled

MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function DisabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu




VT FUSE FAILURE (continued from last page)VT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu

INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 63PTX[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID Cont Ip 5[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Disabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled

CONTACT INPUT THRESHOLDS63PTX, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcCont Ip 5, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 33 Vdc

CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID PH TRIP 86T[H1] Contact Output 1 Operate 86T On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52L TC1[H3] Contact Output 3 Operate GROUND TOC1 OP[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52L TC2[H4] Contact Output 4 Operate GROUND TOC1 OP[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID IBF 52L TC1[H5] Contact Output 5 Operate GROUND TOC1 OP[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF




CONTACT OUTPUTS (continued from last page)[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID IBF 52L TC2[H6] Contact Output 6 Operate GROUND TOC1 OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Disabled[P1] Contact Output 7 ID ALARM[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO3)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID TRG OSC G60A[P5] Contact Output 11 Operate ANY TRIP On (VO3)[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[P6] Contact Output 12 ID TRG OSC G60B[P6] Contact Output 12 Operate ANY TRIP On (VO3)[P6] Contact Output 12 Seal-In OFF[P6] Contact Output 12 Events Enabled

VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86TVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID TRIG OSCVirtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID ANY TRIPVirtual Output 3 Events Enabled

REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME No




REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET FixedRemote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No

IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000


gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201

Bus Protection - C60

GE Energy


Generator Bus Protection (ANSI Devices 25, 27DB, 50/27, 50/62BF, 50/51AT, 59BN)

A) Generator and UAT Data

Generator: 281.25 MVAG 18 kV 60 Hz

UAT: 8.5 /11.5 MVA ONAN/ONAF 18 kVHV


Relay Manufacturer: General Electric - Multilin

Relay Model: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXX

Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5, Generator Breaker (SCR1)

Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120V, VT4, Delta(SRC1), N = 150 :1 Vsec = 120 V

Winding M1 Phase CT Ratio: 2,000 / 5, Aux Bus (SCR3)

Winding M5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120V, VT1, Wye (SRC2), N = 150 :1 Vsec = 69.3 V

C) Undervoltage Dead Bus Detection (27DB) Settings Calculations

Setting philosophy: Set to operate at voltage below 0.5 per unit for 2 seconds.

Set Phase UV2 (SRC2) pickup and time delay for = 0.5 pu Volts @ 2.0 seconds

D) Accidental Energization Protection (50/27) Settings Calculations

Setting Philosophy: The scheme is armed if the breaker is open and voltage is below

0.5 per unit via a Timer with 5 second pickup and 250 msec dropout, ensuring the

machine is offline. If an Inadvetrant Energization occurs, the breaker will close,

voltage will be present, and current will flow into the machine. The PHASE IOC2 will

pickup and actuate 50/27 (VO2) before the 250ms dropout of the timer.

Set Phase UV1 (SRC1) pickup for = 0.5 pu Volts

Set Timer 2 for 5.0 seconds pickup delay, 0.250 seconds dropout.

Set Phase IOC2 (SRC1) pickup for 0.2 pu amperes = 2,400 Primary Amps

E) Breaker Failure Protection (50/62BF) Settings Calculations

Setting Philosophy: The scheme is armed by the IBF input and 52G/a contact, and

will operate under fault conditions or abnormal system operations. Intentional time

delay is set for 10.5 cycles with a 1 cycle dropout to operate before unit critical clearing time.

Set Timer 1 = 0.175 seconds pickup delay, 0.017 seconds dropout.

PUV1

AND1

TIMER

POC1

AND2

ON LINE

0

0

0

1

0

OFF LINE

1

1

1

0

0

AE

0

0

1*

1

1

AND1

PUV1-A

TIMER

5sec

250msPIOC2

AND

2TRIP

50/27 SCHEME

PUV1-BPUV1-C

* - till 250ms dropout

PUV1

AND1

TIMER

POC1

AND2

ON LINE

0

0

0

1

0

OFF LINE

1

1

1

0

0

AE

0

0

1*

1

1

AND1

AND1

PUV1-A

TIMER

5sec

250ms

TIMER

5sec

250msPIOC2

AND

2

AND

2TRIP

50/27 SCHEME

PUV1-BPUV1-C

* - till 250ms dropout

TRIP

52G/a

IBF

TIMER

17ms

175ms

50/62BF SCHEME

AND AND

TRIP

AMP SUPV

Section 6 C60_R0 1

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

F) Aux Bus Phase Overcurrent (50/51AT) Settings Calculations

Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage side winding TOC

unit pickup for 1.25 x UAT rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer

thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.

Phase TOC3 Pickup Setting : 465 A, = 0.233 x CT Time Dial : 0.65

Phase IOC3 Pickup Setting : 12,000 A, = 6.00 x CT

G) Generator Bus Ground Fault Detection (59BN) Settings Calculations

Setting philosophy: The relay calculates the zero sequence voltage (3V0) from the VT phase inputs.

Set relay to operate for a ground fault on the generator bus delta system and coordinate with the G60

59N function set at 5 volts for 5 seconds.

Set Neutral OV2 (SRC2) pickup and time delay for = 5.0 V ( 0.072

E30 under normal conditions is VA + VB + VC = 0:

E30 under an "A" phase to ground fault is VA + VB + VC = 0+3VB-60°+3VC-120° = 3V-90°:

pu) @ 6 sec.

VA

VBVC

VA

VBVC

VBVC

E30

VBVC

E30

FAULTOCCURS

INOPERATIVEBREAKER

NORMALCLEARING

NORMAL CLEARING TIME

RELAYOPERATION

BREAKERINTERRUPTING

TIME MARGIN

BREAKER FAILURE TOTAL CLEARING TIME

0.5CYC

B.F. TIMER

10.5 CYCLES

(16 CYCLES + RELAY TIME)

5 CYCLES

LOCKOUTRELAY

5 CYCLES

5.5 CYCLES

BACK-UPBREAKERINTERRUPTINGTIME

FAULTOCCURS

INOPERATIVEBREAKER

NORMALCLEARING

NORMAL CLEARING TIME

RELAYOPERATION

BREAKERINTERRUPTING

TIME MARGIN

BREAKER FAILURE TOTAL CLEARING TIME

0.5CYC

B.F. TIMER

10.5 CYCLES

B.F. TIMER

10.5 CYCLES

(16 CYCLES + RELAY TIME)

5 CYCLES

LOCKOUTRELAY

5 CYCLES

5.5 CYCLES

BACK-UPBREAKERINTERRUPTINGTIME

Section 6 C60_R0 2

gPLANTA DE ETAN

Generator 761X201


GE Energy

.5

.5

.6

.6

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.06 .06

.07 .07

.08 .08

.09 .09.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.6 .6

.7 .7

.8 .8

.9 .91 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 67 78 89 9

10 10

20 20

30 30

40 40

50 50

60 6070 7080 8090 90

100 100

200 200

300 300

400 400

500 500

600 600700 700800 800900 900

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

EasyPower ®

TIME-CURRENT CURVES


50/51AT

FAULT: PHASE

DATE: Aug 26, 2013

BY:

REVISION: 0

PLANTA~1

UAT_18500 / 11500 kVA10%

UAT_18500 / 11500 kVAINRUSH

UAT_1FLA

50/51ATGE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.233 (465A)Time Multiplier = 0.65Inst. Pickup = 6 (12000A)

50/51AT

50/51AT94452A

GTG GEN1

AUXBUS

UAT_18.5 / 11.5 MVA18 - 6.9 kV10%

2000/5

50T51T

Section 6 C60_R0 3


GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES

ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR



COMMUNICATIONSSERIAL PORTSRS485 Com2 Baud Rate 19200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms















OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 6Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source ANY TRIP On (VO4)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 IBF On(H7C)Digital Channel 2 52G/a Off(H7A)Digital Channel 3 TRIP 86BF IOn (H1)Digital Channel 4 50/62BF On (VO1)Digital Channel 5 50BF On (VO3)Digital Channel 6 TRIP 86IE IOn (H4)Digital Channel 7 50/27 On (VO2)Digital Channel 8 BKR FAIL 1 T1 OPDigital Channel 9 PHASE IOC3 OP ADigital Channel 10 PHASE IOC3 OP BDigital Channel 11 PHASE IOC3 OP CDigital Channel 12 PHASE TOC3 OP ADigital Channel 13 PHASE TOC3 OP BDigital Channel 14 PHASE TOC3 OP CDigital Channel 15 NEUTRAL OV2 OPDigital Channel 16 PHASE UV1 OP ADigital Channel 17 PHASE UV1 OP BDigital Channel 18 PHASE UV1 OP CDigital Channel 19 PHASE UV2 OP ADigital Channel 20 PHASE UV2 OP BDigital Channel 21 PHASE UV2 OP CDigital Channel 22 SRC1 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 23 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 24 52G/a On(H7A)Digital Channel 25 TRIP 52G TC1 IOn (H2)Digital Channel 26 TRIP 52G TC2 IOn (H3)Digital Channel 28 ANY TRIP (A) IOn (P1)Digital Channel 29 50BF (A) IOn (P2)Digital Channel 30 VTFF IOn (P3)Digital Channel 32 PHASE IOC2 OP ADigital Channel 33 PHASE IOC2 OP BDigital Channel 34 PHASE IOC2 OP CDigital Channel 36 TRIG OS T60U IOn (U3)Digital Channel 37 TRIG OS G60A IOn (U4)Digital Channel 38 TRIG OS G60B IOn (U5)Digital Channel 42 59BN IOn (H6)Analog Channel 1 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 2 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 3 SRC1 Ic RMSAnalog Channel 4 SRC1 Vag RMSAnalog Channel 5 SRC1 Vbg RMS




OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Analog Channel 6 SRC1 Vcg RMSAnalog Channel 7 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 8 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 10 SRC1 V_0 MagAnalog Channel 11 SRC2 V_0 MagAnalog Channel 12 SRC2 V_2 Mag



USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input ANY SELF TESTS

USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 50/62BF On (VO1)LED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 50/27 On (VO2)LED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND 50BF On (VO3)LED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND 52G/a On(H7A)LED 4: TYPE Self-ResetLED 5: OPERAND IBF Off(H7C)LED 5: TYPE Self-ResetLED 6: OPERAND TRIP 86BF IOn (H1)LED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND TRIP 52G TC1 IOn (H2)LED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND TRIP 52G TC2 IOn (H3)LED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND TRIP 86IE IOn (H4)LED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND TRIP 86U IOn (H5)LED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND ANY TRIP (A) IOn (P1)LED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND 50BF (A) IOn (P2)LED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND VTFF IOn (P3)LED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND PHASE IOC3 OPLED 14: TYPE Self-ResetLED 15: OPERAND PHASE TOC3 OPLED 15: TYPE Self-Reset


INSTALLATIONRelay Name C60






VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 110.0 VVT F5: Phase VT Ratio 136.36 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 120.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 2400.00 :1VT M5: Phase VT Connection WyeVT M5: Phase VT Secondary 63.5 VVT M5: Phase VT Ratio 13636.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 120.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 2400.00 :1

POWER SYSTEMNominal Frequency 50 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference BUS (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled

SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT NoneSOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name BUSSOURCE 2: Phase CT NoneSOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT M5SOURCE 2: Auxiliary VT NoneSOURCE 3: Name HV BUSSOURCE 3: Phase CT NoneSOURCE 3: Ground CT NoneSOURCE 3: Phase VT NoneSOURCE 3: Auxiliary VT F5SOURCE 4: Name HV RUNSOURCE 4: Phase CT NoneSOURCE 4: Ground CT NoneSOURCE 4: Phase VT NoneSOURCE 4: Auxiliary VT M5

BREAKERSBreaker 1 Function EnabledBreaker 1 Push Button Control DisabledBreaker 1 Name Bkr 1Breaker 1 Mode 3-PoleBreaker 1 Open OFFBreaker 1 Block Open OFFBreaker 1 Close OFFBreaker 1 Block Close OFFBreaker 1 Phase A/3-Pole Closed 52G/a On(H7A)Breaker 1 Phase A/3-Pole Opened 52G/a Off(H7A)Breaker 1 Phase B Closed OFFBreaker 1 Phase B Opened OFFBreaker 1 Phase C Closed OFFBreaker 1 Phase C Opened OFFBreaker 1 Toperate 0.070 s




BREAKERS (continued from last page)Breaker 1 External Alarm OFFBreaker 1 Alarm Delay 0.020 sBreaker 1 Manual Close Recal Time 0.100 sBreaker 1 Out Of Service OFFBreaker 1 Events Disabled





FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 BKR FAIL 1 T1 OPFlexLogic Entry 2 = 50BF (VO3)FlexLogic Entry 3 50BF On (VO3)FlexLogic Entry 4 TIMER 1FlexLogic Entry 5 = 50/62BF (VO1)FlexLogic Entry 6 PHASE UV1 OP AFlexLogic Entry 7 PHASE UV1 OP BFlexLogic Entry 8 PHASE UV1 OP CFlexLogic Entry 9 AND(3)FlexLogic Entry 10 TIMER 2FlexLogic Entry 11 PHASE IOC2 OPFlexLogic Entry 12 AND(2)FlexLogic Entry 13 = 50/27 (VO2)FlexLogic Entry 14 PHASE TOC3 OPFlexLogic Entry 15 PHASE IOC3 OPFlexLogic Entry 16 OR(2)FlexLogic Entry 17 = 50/51AT (VO6)FlexLogic Entry 18 50/62BF On (VO1)FlexLogic Entry 19 50/27 On (VO2)FlexLogic Entry 20 50/51AT On (VO6)FlexLogic Entry 21 59BN(DE1) OPFlexLogic Entry 22 OR(4)FlexLogic Entry 23 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 24 SRC1 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 25 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 26 OR(2)FlexLogic Entry 27 = VTFF (VO5)FlexLogic Entry 28 END

FLEXLOGIC TIMERSTimer 1: Type millisecondTimer 1: Pickup Delay 175Timer 1: Dropout Delay 20Timer 2: Type millisecondTimer 2: Pickup Delay 5000Timer 2: Dropout Delay 250


PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC3: Function EnabledPHASE TOC3: Signal Source HV BUS (SRC 3)PHASE TOC3: Input PhasorPHASE TOC3: Pickup 0.233 puPHASE TOC3: Curve IEC Curve B




PHASE TOC [GROUP 1] (continued from last page)PHASE TOC3: TD Multiplier 0.65PHASE TOC3: Reset InstantaneousPHASE TOC3: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC3: Block A OFFPHASE TOC3: Block B OFFPHASE TOC3: Block C OFFPHASE TOC3: Target LatchedPHASE TOC3: Events Enabled

PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC2: Function EnabledPHASE IOC2: Source GEN (SRC 1)PHASE IOC2: Pickup 0.200 puPHASE IOC2: Delay 0.00 sPHASE IOC2: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC2: Block A OFFPHASE IOC2: Block B OFFPHASE IOC2: Block C OFFPHASE IOC2: Target LatchedPHASE IOC2: Events EnabledPHASE IOC3: Function EnabledPHASE IOC3: Source HV BUS (SRC 3)PHASE IOC3: Pickup 6.000 puPHASE IOC3: Delay 0.00 sPHASE IOC3: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC3: Block A OFFPHASE IOC3: Block B OFFPHASE IOC3: Block C OFFPHASE IOC3: Target LatchedPHASE IOC3: Events Enabled

BREAKER FAILURE [GROUP 1] BF1: Function EnabledBF1: Mode 3-PoleBF1: Source GEN (SRC 1)BF1: Current Supervision NoBF1: Use Seal-In NoBF1: Three Pole Initiate IBF On(H7C)BF1: Block OFFBF1: Phase Current Supv Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current Supv Pickup 1.050 puBF1: Use Timer 1 YesBF1: Timer 1 Pickup Delay 0.000 sBF1: Use Timer 2 NoBF1: Timer 2 Pickup Delay 0.000 sBF1: Use Timer 3 NoBF1: Timer 3 Pickup Delay 0.000 sBF1: Breaker Pos1 Phase A/3P 52G/a On(H7A)BF1: Breaker Pos2 Phase A/3P OFFBF1: Breaker Test On OFFBF1: Phase Current HiSet Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current HiSet Pickup 1.050 puBF1: Phase Current LoSet Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current LoSet Pickup 1.050 puBF1: LoSet Time Delay 0.000 sBF1: Trip Dropout Delay 0.000 sBF1: Target LatchedBF1: Events EnabledBF1: Phase A Initiate OFFBF1: Phase B Initiate OFFBF1: Phase C Initiate OFFBF1: Breaker Pos1 Phase B OFFBF1: Breaker Pos1 Phase C OFFBF1: Breaker Pos2 Phase B OFFBF1: Breaker Pos2 Phase C OFF

VOLTAGE ELEMENTS




PHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source GEN (SRC 1)PHASE UV1: Mode Phase to PhasePHASE UV1: Pickup 0.500 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 0.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OPPHASE UV1: Target Self-resetPHASE UV1: Events EnabledPHASE UV2: Function EnabledPHASE UV2: Signal Source BUS (SRC 2)PHASE UV2: Mode Phase to GroundPHASE UV2: Pickup 0.500 puPHASE UV2: Curve Definite TimePHASE UV2: Delay 2.00 sPHASE UV2: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPPHASE UV2: Target Self-resetPHASE UV2: Events Enabled

NEUTRAL OV [GROUP 1] NEUTRAL OV 2: Function EnabledNEUTRAL OV 2: Source BUS (SRC 2)NEUTRAL OV 2: Pickup 0.072 puNEUTRAL OV 2: Curve Definite TimeNEUTRAL OV 2: Pickup Delay 6.00 sNEUTRAL OV 2: Reset Delay 0.00 sNEUTRAL OV 2: Block OFFNEUTRAL OV 2: Target LatchedNEUTRAL OV 2: Events Enabled

CONTROL ELEMENTSSYNCHROCHECKSYNCHROCHECK1: Function EnabledSYNCHROCHECK1: Block OFFSYNCHROCHECK1: V1 Source GEN (SRC 1)SYNCHROCHECK1: V2 Source BUS (SRC 2)SYNCHROCHECK1: Max Volt Diff 900 VSYNCHROCHECK1: Max Angle Diff 10 degSYNCHROCHECK1: Max Freq Diff 0.17 HzSYNCHROCHECK1: Freq Hysteresis 0.03 HzSYNCHROCHECK1: Dead Source Select NoneSYNCHROCHECK1: Dead V1 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK1: Dead V2 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK1: Live V1 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK1: Live V2 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK1: Target LatchedSYNCHROCHECK1: Events EnabledSYNCHROCHECK2: Function EnabledSYNCHROCHECK2: Block OFFSYNCHROCHECK2: V1 Source HV BUS (SRC 3)SYNCHROCHECK2: V2 Source HV RUN (SRC 4)SYNCHROCHECK2: Max Volt Diff 14400 VSYNCHROCHECK2: Max Angle Diff 10 degSYNCHROCHECK2: Max Freq Diff 0.17 HzSYNCHROCHECK2: Freq Hysteresis 0.03 HzSYNCHROCHECK2: Dead Source Select NoneSYNCHROCHECK2: Dead V1 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK2: Dead V2 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK2: Live V1 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK2: Live V2 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK2: Target LatchedSYNCHROCHECK2: Events Enabled

DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function Enabled




DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Name 59BNDigital Element 1 Input NEUTRAL OV2 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 sDigital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled

MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function EnabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu

INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/a[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID IBF[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Enabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID Cont Ip 5[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled

CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/a, IBF, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcCont Ip 5, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc




CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86BF[H1] Contact Output 1 Operate 50/62BF On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 52G TC1[H2] Contact Output 2 Operate 50BF On (VO3)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC2[H3] Contact Output 3 Operate 50BF On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 86IE[H4] Contact Output 4 Operate 50/27 On (VO2)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID TRIP 86U[H5] Contact Output 5 Operate 50/51AT On (VO6)[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID 59BN[H6] Contact Output 6 Operate 59BN(DE1) OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 50BF (A)[P2] Contact Output 8 Operate 50BF On (VO3)[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID VTFF[P3] Contact Output 9 Operate VTFF On (VO5)[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 52G DB CLS[P4] Contact Output 10 Operate PHASE UV2 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID 52G DB PMS[P5] Contact Output 11 Operate PHASE UV2 OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID TRIG OS T60U[U3] Contact Output 15 Operate ANY TRIP On (VO4)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U4] Contact Output 16 ID TRIG OS G60A[U4] Contact Output 16 Operate ANY TRIP On (VO4)[U4] Contact Output 16 Seal-In OFF[U4] Contact Output 16 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled

VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 50/62BFVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 50/27Virtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID 50BFVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events Enabled




VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 5 ID VTFFVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID 50/51ATVirtual Output 6 Events Enabled

REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET FixedRemote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16




REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No

IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default Value




IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000


ANEXO II

RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 176 de/of 288




ANEXO II:

ESTUDIO DE PROTECCIONES SUBESTACIÓN 220 kV

ACCESIBILIDAD: CONTROLADA NO CONTROLADA

A 05/09/2014 S. Ruge

J. Pardo

J. Álvarez

A. Montoya J. Serrano Emisión inicial PA

Rev. Fecha Elaborado por nombre/firma

Revisado por nombre/firma

Aprobado por

nombre/firma Descripción Estado

PROYECTO AMPLIACIÓN 14

SUBESTACIÓN REQUE 220 kV

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

ESCALA

SIN

FORMATO

A4

REFERENCIA REP

PE-AM14-ETEN-D066

REFERENCIA ALSTOM

60-ETEN-PRB-2256-PE

HOJA

1

REV

A



REFERENCIA ALSTOM

60-ETEN-PRB-2256-PE

REV.

A CÓDIGO REP

PE-AM14-ETEN-D066

HOJA

2/79


TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO.............................................................................................................................................................. 9

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ................................................................................................................................ 9

2.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO ...................................................................................................................................... 9

2.2. DIAGRAMA UNIFILAR DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO ...................................................................... 10

3. METODOLOGÍA ................................................................................................................................................... 10

4. ALCANCE ............................................................................................................................................................ 11

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA ........................................................................................................................ 11

6. INFORMACIÓN TÉCNICA .................................................................................................................................... 11

6.1. PARÁMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................................................................ 12

6.2. PARÁMETROS DE TRANFORMADOR DE POTENCIA .............................................................................................. 12

6.3. PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN ...................................................................... 12

6.4. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN INVOLUCRADOS EN EL PROYECTO .................................................................. 14

7. FILOSOFÍA Y CRITERIOS DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ....................................................................... 15

7.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................................................... 15

7.1.1 Filosofía de protección .................................................................................................................................... 15

7.1.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección ........................................................................................ 18

7.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA .......................................................................................................................... 25



7.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE ....................................................................................................................................... 26



7.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES ........................................................................................................................ 28



8. AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ................................................................................................ 34

8.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................................................... 34

8.1.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque ..................................................................................... 34

8.1.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten ........................................................................................ 45

8.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA .......................................................................................................................... 48



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8.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50) .......................................... 48

8.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N) .................................... 48

8.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE ....................................................................................................................................... 49

8.3.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50) .......................................... 49

8.3.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N) .................................... 50

8.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES ........................................................................................................................ 50

8.4.1 Función diferencial de barras (87B) ................................................................................................................ 50

8.4.2 Zona muerta campo de acople 220 kV ........................................................................................................... 55

8.4.3 Función falla interruptor (50BF) ..................................................................................................................... 55

8.5. ANÁLISIS DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE..................................................................................................... 56

8.5.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque ..................................................................................... 56

8.5.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten ........................................................................................ 57

9. AJUSTES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES ........................................................................ 57

9.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV ................................................................................................................................ 57

9.1.1 Línea Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV .......................................................................................................... 57

9.1.2 Línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV ................................................................................................... 57

9.2. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV ............................................................................................................... 58

9.2.1 Línea Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV ................................................................................................... 58

9.2.2 Línea Chiclayo Oeste – La Niña 220 kV .......................................................................................................... 58

9.2.3 Línea Chiclayo Oeste – Piura Oeste 220 kV .................................................................................................... 58

9.2.4 Línea Chiclayo Oeste – Carhuaquero 220 kV .................................................................................................. 58

9.2.5 Transformador T93-261 220 kV ..................................................................................................................... 59



9.3. SUBESTACIÓN LA NIÑA 220 KV .............................................................................................................................. 60

9.4. SUBESTACIÓN PIURA OESTE 220 KV...................................................................................................................... 60

9.5. SUBESTACIÓN CARHUAQUERO 220 KV ................................................................................................................. 60

9.6. SUBESTACIÓN TRUJILLO NORTE 220 KV ................................................................................................................ 60

9.7. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV ....................................................................................................................... 61

9.7.1 Línea Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV .......................................................................................................... 61

9.7.2 Línea Guadalupe – Trujillo Norte 1 y 2 220 kV ............................................................................................... 62




10. VERIFICACIÓN Y AJUSTES RECOMENDADOS DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES EN EL

ÁREA DE INFLUENCIA ....................................................................................................................................... 64

10.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV ................................................................................................................................ 64

10.2. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV ....................................................................................................................... 64



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10.3. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV ............................................................................................................... 65

11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................................... 66

REFERENCIAS ................................................................................................................................................................. 67



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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV ............12

Tabla 2: Parámetros del transformador de potencia .............................................................................................................12

Tabla 3: Parámetros de transformadores de corriente ..........................................................................................................13

Tabla 4: Parámetros de transformadores de tensión .............................................................................................................13

Tabla 5: Dispositivos de protección Involucrados en el proyecto ...........................................................................................14

Tabla 6: Cálculo SIR – Línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................16

Tabla 7: Esquema propuesto de sobretensión zona norte .....................................................................................................23

Tabla 8: Datos técnicos de la protección diferencial de barras en 220 kV .............................................................................29

Tabla 9: Condiciones de operación protección diferencial de barras .....................................................................................32

Tabla 10: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque ........................................................................34

Tabla 11: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de mínimos niveles de

cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................36

Tabla 12: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de mínimos niveles de


Tabla 13: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de máximos niveles de


Tabla 14: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de máximos niveles de


Tabla 15: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque .......................................................................44

Tabla 16: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Reque ...............................................................................45

Tabla 17: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten ...........................................................................45

Tabla 18: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten ..........................................................................47

Tabla 19: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Eten..................................................................................47

Tabla 20: Ajuste arranque falla interruptor subestación Eten 220 kV .....................................................................................48

Tabla 21: Ajustes función 51/50 – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV .................................................................48

Tabla 22: Ajustes función 51N – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV ....................................................................49

Tabla 23: Ajustes esenciales función diferencial de barras (87B) unidad centralizada relé MiCOM P741 ..............................50

Tabla 24: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas internas, demanda mínima ....................51

Tabla 25: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas externas, demanda máxima ...................52

Tabla 26: Ajuste zona muerta de acople subestación Reque 220 kV.......................................................................................55

Tabla 27: Ajuste arranque falla interruptor subestación Reque 220 kV ...................................................................................56

Tabla 28: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237) 220 kV, extremo

Reque ......................................................................................................................................................................57

Tabla 29: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV, extremo

Reque ......................................................................................................................................................................57

Tabla 30: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV, extremo

Chiclayo Oeste .........................................................................................................................................................58



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Tabla 31: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo Chiclayo

Oeste .......................................................................................................................................................................58

Tabla 32: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV, extremo Chiclayo

Oeste .......................................................................................................................................................................58

Tabla 33: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV, extremo Chiclayo

Oeste .......................................................................................................................................................................58

Tabla 34: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T93-261 220 kV ...........................................................59



Tabla 37: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo La Niña ....60

Tabla 38: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV, extremo Piura

Oeste .......................................................................................................................................................................60

Tabla 39: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV, extremo

Carhuaquero ...........................................................................................................................................................60

Tabla 40: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV, extremo Trujillo

Norte .......................................................................................................................................................................60

Tabla 41: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV, extremo Trujillo

Norte .......................................................................................................................................................................61

Tabla 42: Ajustes actuales función distancia línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe ..................61

Tabla 43: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe .....61

Tabla 44: Ajustes actuales función de distancia línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo Guadalupe ..............61


Tabla 46: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV, extremo

Guadalupe ...............................................................................................................................................................62

Tabla 47: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV, extremo

Guadalupe ...............................................................................................................................................................62




Tabla 51: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237) 220 kV,

extremo Reque ........................................................................................................................................................64

Tabla 52: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV,

extremo Reque ........................................................................................................................................................64



Tabla 55: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV,

extremo Chiclayo Oeste ...........................................................................................................................................65



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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV en las redes del SEIN ...................................................... 9

Figura 2: Diagrama Unifilar simplificado de la Subestación Reque 220 kV .......................................................................10

Figura 3: Esquema de protección de línea subestación Reque 220 kV ..............................................................................17

Figura 4: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV.................................................................................18

Figura 5: Esquema eléctrico protección diferencial de línea ..............................................................................................19

Figura 6: Característica de operación función diferencial de línea relés SEL 411L ............................................................19

Figura 7: Esquema 67N en comparación direccional ........................................................................................................21

Figura 8: Lógica de disparo SOTF – SEL 411L ..................................................................................................................22

Figura 9: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF ..................................................................................................24

Figura 10: Esquema de protección transformador de potencia ...........................................................................................25

Figura 11: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV .................................................................27

Figura 12: Esquema diferencial de barras distribuida ..........................................................................................................29

Figura 13: Protección diferencial de barras .........................................................................................................................30

Figura 14: Principio de protección diferencial de barras ......................................................................................................30

Figura 15: Característica del esquema de protección diferencial de barras utilizado por los relés MiCOM P74X ................31

Figura 16: Disposición del TC en el campo de acople ..........................................................................................................33

Figura 17: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF ..................................................................................................34

Figura 18: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de mínimos

niveles de cortocircuito - modo normal .............................................................................................................37

Figura 19: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de mínimos

niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido ....................................................................................38

Figura 20: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de mínimos


Figura 21: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de mínimos


Figura 22: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de máximos


Figura 23: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de máximos


Figura 24: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de máximos


Figura 25: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de máximos


Figura 26: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas internas ..................................................54

Figura 27: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas externas..................................................55



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ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1: Esquema de protección de la línea subestación Reque 220 kV

Anexo 2: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV

Anexo 3: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV

Anexo 4: Tabla de coordinación funciones de sobrecorriente en 220 kV



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1. OBJETIVO Presentar los resultados del estudio de coordinación de protecciones de la bahía de línea hacia la subestación Eten (reserva

fría de generación) para el proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV, los cuales están orientados a asegurar la

protección de los equipos eléctricos y a garantizar la adecuada coordinación con los dispositivos de protección instalados en

las subestaciones adyacentes al proyecto.

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Actualmente ISA REP se encuentra desarrollando las obras necesarias para la ejecución del proyecto Ampliación 14,

correspondiente a la construcción de la nueva bahía de línea Reque – Eten 220 kV, la subestación Reque 220 kV es una

subestación exterior tipo intemperie y tiene una configuración doble barra más un seccionador de transferencia. Con la

construcción de la nueva bahía de línea a Eten, quedará conformada por seis campos (cinco campos de línea y uno de

acople), mientras que la subestación Eten es una subestación sin barra, de conexión directa entre transformador de potencia

y línea de transmisión. Este proyecto se encuentra localizado en la provincia de Chiclayo, Departamento de Lambayeque en la

costa norte de Perú.

2.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO

En la Figura 1 se puede observar la ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV sobre las redes del SEIN.

Figura 1: Ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV en las redes del SEIN



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2.2. DIAGRAMA UNIFILAR DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO

En la Figura 2 se presenta el diagrama unifilar correspondiente al área de influencia de la subestación Reque 220 kV y las

obras asociadas a la Ampliación 14. La topología de la red mostrada corresponde al SEIN en el año 2014 con la ejecución del

proyecto.

La Niña

La Niña

Chiclayo Oeste

Guadalupe

Guadalupe

Trujillo Nueva

Trujillo Nueva

Trujillo Norte

Chimbote

ChimboteCao

T. Noroes.

Motil

A. Chicama

T. Nor.

SVC

Cajamarca

C. Corona

Shahuindo

Kiman Ayllu

138 kV

220 kV

18 kV

500 kV

CONVENCIONES

Expansión Básica

60 kV

23, 24

33 kVReque

Trujillo Norte

Porvenir

T. Sur

10 kV

Eten

Figura 2: Diagrama Unifilar simplificado de la Subestación Reque 220 kV

3. METODOLOGÍA Siguiendo los criterios descritos por ISA-REP y COES en el documento “Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de

Protección del SEIN” [1], serán calculados los ajustes nuevos del proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV, línea

Reque – Eten 220 kV los cuales serán verificados a través del programa especializado para la simulación de sistemas

eléctricos DIgSILENT PowerFactory 14.1.3. Los ajustes serán calculados en un escenario de mínima demanda (avenida

mínima) y serán verificados en un escenario de máxima generación (estiaje máximo). Adicionalmente, serán evaluadas las



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protecciones aledañas al proyecto ante diferentes eventos simulados, con el objetivo de asegurar la correcta operación de las

protecciones adyacentes y así minimizar el impacto de la entrada del proyecto.

4. ALCANCE El alcance del presente estudio comprende el cálculo de ajustes básicos para las funciones de protección que serán habilitadas

en los siguientes relés, los cuales están asociados con los campos de las subestaciones Reque 220 kV y Eten 220 kV:

Relés SEL 411L (Relé de protección multifuncional de línea Subestación Reque 220 kV y Subestación Eten 220 kV)

Relé T60T (Relé de protección multifuncional de transformador – función de sobrecorriente Subestación Eten 220 kV)

Relé MiCOM Alstom P742 (Unidad de campo para protección diferencial de barras Subestación Reque 220 kV )

Relé MiCOM Alstom P741 (Unidad central para protección diferencial de barras Subestación Reque 220 kV)

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA Documentación HMV

Documento No. PE-AM14-ETEN-D090_50-ETEN-PVD-0090-PC. “Flujo de Cargas” [2]

Documento No. PE-AM14-ETEN-D091_50-ETEN-PVD-0091-PC. “Estudio de Cortocircuito” [3]

Plano No. PE-AM14-ETEN-K005_10-ETEN-ACS-0104-SC. “Diagrama Unifilar” [4].

Planos No. PE-AM14-ETEN-K002_10-ETEN-ACS-0101-SC. Rev. B. “Diagramas de Principio” [5]

Documento No. PE-AM14-ETEN-D040_10-ETEN-ACS-0061-FC. “Memoria de cálculo cargabilidad de

transformadores de medida” [6]

Documento No. PE-AM14-ETEN-D067_10-ETEN-ACS-0060-FC. “Memoria de cálculo de conductores y barrajes” [7]

Documento No. PE-AM14-TRU-D066_60-TRU-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de Protecciones” [8]

Documento No. PE-AM14-REQ-D066_60-REQ-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de Protecciones” [9]

Documentación ISA – REP.

Documento “Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN” [1]

Documentación Otros

Documento No. RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REV. F “Unifilar Protección y Medida”

Documento No. RFE-1-ADA-EDU-ABB-111-REV. B “ Diagrama Unifilar del Proyecto”

6. INFORMACIÓN TÉCNICA En el presente documento se dan a conocer los resultados del estudio de coordinación de protecciones de la bahía de línea

hacia la subestación Eten para el proyecto Ampliación 14 - Subestación Reque 220 kV, con base en los Criterios de Ajuste y

Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN [1].

Adicionalmente, como información de entrada para la realización del estudio de coordinación de protecciones se tuvo en

cuenta los resultados obtenidos previamente en el Estudio de Flujo de Carga [2] y de Cortocircuito [3], los cuales fueron

elaborados empleando la última base de batos publicada por el COES, desarrollada en el programa DIgSILENT PowerFactory

(Digital Simulation and Network Calculation) Versión 14.1.3.

Finalmente, con base en los criterios técnicos de ajuste y a los resultados de flujo de potencia y cortocircuito, se

recomendaron los ajustes de los relés de protección involucrados en el proyecto, buscando aislar sólo la parte del sistema



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donde ocurra el evento y de esta forma, garantizar una adecuada operación del sistema de protecciones. La verificación de los

ajustes seleccionados se realizó en el software DIgSILENT PowerFactory 14.1.3.

En este ítem se presenta la información técnica disponible para la realización del estudio de coordinación de protecciones.

6.1. PARÁMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

En la Tabla 1 se presentan los parámetros de las líneas de transmisión involucradas en el proyecto, los cuales fueron

obtenidos de la base de datos del SEIN en el software DIgSILENT PowerFactory 14.1.3 y la base de datos del COES – ECP

2010 [10]:

Tabla 1: Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV

Línea Nivel de

Tensión [kV]

Longitud

[km]

Capacidad

Nominal [A]

Secuencia Positiva Secuencia Cero Acople Mutuo

R1 [Ω] X1 [Ω] B1 [μS] R0 [Ω] X0 [Ω] B0 [μS] Roo [Ω] X0o [Ω]

Reque –Eten 2L2-6 220 2,92 729 0,1539 1,4857 9,5338 1,1972 3,5624 6,0152 --- ---

Reque – Chiclayo

Oeste L-2296 220 13,78 400 1,0833 6,0975 51,94 4,4337 15,8113 31,5306 3,3624 8,4684

Reque – Chiclayo

Oeste L-2297 220 13,78 400 1,0833 6,0975 51,94 4,4337 15,8113 31,5306 3,3624 8,4684

Reque – Guadalupe

L-2236 220 72,4 400 5,6915 32,0361 272,8924 23,2947 83,0723 165,6619 17,6662 44,493

Reque – Guadalupe

L-2237 220 72,4 400 5,6915 32,0361 272,8924 23,2947 83,0723 165,6619 17,6662 44,493

6.2. PARÁMETROS DE TRANFORMADOR DE POTENCIA

En la Tabla 2 se presentan los parámetros del transformador de potencia involucrado en el proyecto.

Tabla 2: Parámetros del transformador de potencia

Subestación Transformador

Tensión Nominal [kV]

Potencia Nominal [MVA]

Impedancia de Cortocircuito

Base de 265 MVA

[%]

Grupo de

Conexión HV LV

Eten 220 kV GSU 220 18 265 13,25 YNd1

6.3. PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN

En la Tabla 3 y Tabla 4 se presentan las características técnicas de los transformadores de corriente y transformadores de

tensión respectivamente, asociados al proyecto.



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Tabla 3: Parámetros de transformadores de corriente

Subestación Campo Nivel de

Tensión [kV] Nomenclatura Núcleo

Relación de

Transformación (Ap/As)

Clase y

Precisión

Burden

(VA)

Reque 220 kV

Reque –

Eten

2L2-6

220 TC-2616

N1 (2500 – 1250 - 625)/1 0,2 S 7,5

N2 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15

N3 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15

N4 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15

Eten 220 kV

Eten –

Reque

2L2-6

220

TC-1*

N1 (2000 – 1000 - 500)/5 0,2 S 30

N2 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30

TRF GSU

N3 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30

N4 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30

CT

N1 2000/5 --- ---

N2 2000/5 --- ---

Eten –

Reque

2L2-6

TC-2*

N1 (2000 – 1000 - 500)/5 0,2 S 30

N2 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30

N3 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 45

* De acuerdo a la corriente nominal del transformador GSU vista del lado de alta tensión y la capacidad nominal de la línea Reque – Eten

2L2-6 220 kV, se selecciona la relación de transformación 1000/5 A, debido a que en los diagramas unifilares RFE-1-ADA-EDU-ABB-111

y RFE-1-YTU-EDU-IDO-302 no se especifica la relación utilizada.

Tabla 4: Parámetros de transformadores de tensión

Subestación Campo Nomenclatura Devanado Relación de Transformación

(kVp/Vs) Clase

Burden

(VA)

Reque 220 kV Reque – Eten 2L2-6 TT-2536 N1 220/√3 : 100/√3 0,2 – 3P 30

N2 220/√3 : 100/√3 0,2 – 3P 30

Eten 220 kV Eten – Reque 2L2-6 TT-1 N1 220/√3 : 110/√3 0,2 25

N2 220/√3 : 110/√3 3P 25



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Subestación Campo Nomenclatura Devanado Relación de Transformación

(kVp/Vs) Clase

Burden

(VA)

TT-2

N1 220/√3 : 110/√3 0,2 25

N2 220/√3 : 110/√3 3P 25

N3 220/√3 : 110/√3 3P 25

6.4. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN INVOLUCRADOS EN EL PROYECTO

En la Tabla 5 se presenta un listado de los relés de protección que serán instalados en las subestaciones Reque 220 kV y Eten

220 kV. Adicionalmente, se muestran las funciones de protección actualmente implementadas en las subestaciones

adyacentes.

Tabla 5: Dispositivos de protección Involucrados en el proyecto

Subestación Campo

Nivel de

tensión

[kV]

Descripción Marca Referencia Part Number Funciones

Reque 220 kV

Reque –Eten

2L2-6 220 Campo de Línea

SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 67NCD


79, 25, 67NCD

ALSTOM MICOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Reque – Chiclayo

Oeste L-2296 220 Campo de Línea


79, 25


79, 25

ALSTOM MICOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Reque – Chiclayo

Oeste L-2297 220 Campo de Línea


79, 25

SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L,67N, SOTF, 59,

79, 25

ALSTOM MICOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Reque –

Guadalupe L-2236 220 Campo de Línea

SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 21, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 68


79, 25, 68

ALSTOM MICOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Reque –

Guadalupe L-2237 220 Campo de Línea


79, 25, 68


79, 25, 68

ALSTOM MICOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Acoplamiento 220 Campo de Acople

SEL SEL 421 04214611XC2X5H74545XX 51/50, 51N/50N, 25

ALSTOM MiCOM

P742 P742311A1M0510J 87B

Barras 220 Barraje ALSTOM MiCOM

P741 P74133BA6M0510K 87B, 50BF



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Subestación Campo

Nivel de

tensión

[kV]

Descripción Marca Referencia Part Number Funciones

Eten 220 kV

Eten – Reque 2L2-

6 220 Campo de Línea

SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX

87L, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 50BF,

67NCD

SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX

87L,67N, SOTF, 59,

79, 25, 50BF,

67NCD

TRF GSU 220 Campo de

transformación --- T60T --- 51, 50, 51N, 50N

Chiclayo Oeste

220 kV

Chiclayo Oeste -

Reque L-2296 220 Campo de Línea


79, 25, 68


79, 25, 68

Chiclayo Oeste -

Reque L-2297 220 Campo de Línea


79, 25, 68


79, 25, 68

Guadalupe

220 kV

Guadalupe - Reque

L-2236 220 Campo de Línea

Siemens 7SA612 --- 21, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 68

Siemens 7SA522 --- 21, 67N SOTF,, 59,

79, 25, 68

Guadalupe - Reque

L-2237 220 Campo de Línea

ABB REL670 --- 21, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 68

ABB REL670 --- 21, 67N, SOTF, 59,

79, 25, 68

7. FILOSOFÍA Y CRITERIOS DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN

En esta sección se presenta la filosofía, criterios y ajustes recomendados para los dispositivos de protección que hacen parte

del alcance del presente estudio.

7.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

7.1.1 Filosofía de protección

En las subestaciones Reque 220 kV y Eten 220 kV, las bahías de la línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, contarán con dos

relés de protección marca SEL referencia SEL 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX, que ofrecerán una protección redundante y se

implementarán las siguientes funciones de protección: diferencial de línea (ANSI 87L) que será la función principal, y como

función de respaldo el sobrecorriente direccional de tierra (ANSI 67N), sobretensión (ANSI 59), Cierre en falla (SOTF),

verificación de sincronismo (ANSI 25) y recierre (ANSI 79), adicionalmente se contará con un esquema de teleprotección

sobrecorriente de tierra por comparación direccional (67NCD) y en el extremo de Eten, se habilitará la función de falla

interruptor (ANSI 50BF).

Normalmente el recierre es arrancado por las funciones de protección diferencial de línea (87L) y sobrecorriente de tierra por

comparación direccional (67NCD). El bloqueo de recierre se emitirá una vez se tenga actuación de las funciones 50BF y 59.

Las protecciones principal y secundaria tienen la capacidad de ejecutar el recierre por 87L y 67NCD.

Los sistemas de recierre automático se implementan para restaurar la parte desconectada del sistema de transmisión, una

vez que la falla transitoria se ha extinguido. En algunos sistemas de transmisión, el recierre se utiliza para mejorar la

estabilidad del sistema, dado que es un medio para restaurar rápidamente elementos críticos de transmisión de potencia.



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La elección del tipo de recierre a usar depende del nivel de tensión, de requerimientos del sistema, de consideraciones de

estabilidad y de la proximidad de generadores.

Según el esquema de protección (RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REV. F) el interruptor ubicado en la subestación Eten 220 kV,

se acciona tanto ante una orden de disparo de la protección de la línea SEL 411L como la protección relacionada al

transformador GSU. De acuerdo a la norma IEEE Std C37.91-2008 IEEE Guide for Protecting Power Transformers, los

transformadores de potencia no son reenergizados ante un esquema de recierre automático excepto cuando el transformador

está conectado a una línea o barra que son reenergizadas luego de un disparo debido a la orden de la protección asociada a la

línea o barra. Es probable la reenergización del transformador, si es usado un interruptor de puesta a tierra automático en el

lado de alta del transformador y un esquema de recierre de alta velocidad es utilizado en la línea.

Dado que la línea Reque – Eten 220 kV es tan corta y tiene próximo un transformador de potencia y unidades de generación

de la central Eten, no se recomienda habilitar la función de recierre automático (ANSI 79), ya que se considera que puede

traer más riesgos que beneficios, si se habilita el recierre automático en la línea el generador podría presentar daños en caso

de que se energice ante una pérdida de sincronismo.

En la Figura 3 y la Figura 4 , se muestra el esquema de protección a implementar en la línea de la subestación Reque 220 kV

y la subestación Eten 220 kV respectivamente. La función de protección distancia (ANSI 21) no se está considerando, ya que

se realizó el cálculo del SIR (Source to Line Impedance) para la línea Reque – Eten 220 kV y ésta se cataloga como una línea

corta, a continuación se explica el cálculo:

s

L

XSIR

X Ecuación (1)

Donde:

SX Reactancia de la fuente, 3

s

f

VX

I

LX Reactancia de la Línea

Tabla 6: Cálculo SIR – Línea Reque – Eten 220 kV

LÍNEA DESDE HASTA LONGITUD

[km]

VOLTAJE

[kV]

RL

[Ohm]

XL

[Ohm]

FALLA 3F

FRANCA

BARRA 220 kV

SE REQUE [kA]

XS

[Ohm] SIR

TIPO DE

LÍNEA

Reque - Eten 2L2-6 REQUE ETEN 2,92 220 0,1538 1,4856 4,34 29,27 19,70 Línea Corta

Eten - Reque 2L2-6 ETEN REQUE 2,92 220 0,1538 1,4856 2,37 53,59 36,08 Línea Corta

En la Tabla 6, se observa que el SIR es superior a 4, por lo tanto se cataloga la línea como una línea corta de acuerdo la

norma IEEE Std. C37.113-1999 “Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines”, para este tipo de líneas se

recomienda el uso de esquemas de protección completamente selectivos como la función diferencial de línea (87L) como

función principal y como función de respaldo se tendrá la función 67N. No se recomienda el uso de la protección distancia

como función principal, dado que factores tales como la resistencia de arco o la impedancia de falla pueden causar

subalcance en el relé. Esta recomendación sirve para mejorar la selectividad del conjunto de protecciones en el sistema

relacionado, de esta forma se siguen los lineamientos generales para el ajuste de protecciones eléctricas en líneas de

transmisión, la filosofía recomendada por los fabricantes de los relés y la guía “IEEE Std. C37.113-1999 – IEEE Guía de

aplicación para relés de protección en líneas de transmisión”.



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Figura 3: Esquema de protección de línea subestación Reque 220 kV (Anexo 1)



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Figura 4: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV (Anexo 2)

7.1.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección

7.1.2.1 Función diferencial de línea (87L)

Los criterios a definir en la protección diferencial SEL 411L, son aquellos recomendados por el fabricante [11] para su

correcta operación, teniendo en cuenta su principio de funcionamiento.

Principio de funcionamiento

En un esquema diferencial de corriente, se miden las corrientes que atraviesan las dos terminales de la línea. Normalmente,

la corriente que sale de un extremo debe ser igual a la que entra en el otro, es decir, en condiciones normales, la diferencia de

corriente es cercana a cero. Sin embargo, existen pequeñas variaciones por el efecto capacitivo de la línea y los errores de

medida en los equipos de instrumentación.

Esta protección compara las fases y las componentes de secuencia negativa y cero en cada uno de los extremos de la línea,

luego realiza la verificación y el cálculo de la siguiente relación:

L

R

I

I



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Donde:

LI

: Corriente fasorial en el extremo local

RI

: Corriente fasorial en el extremo remoto

Figura 5: Esquema eléctrico protección diferencial de línea

La relación calculada anteriormente, se ubica en un plano complejo (alpha) que determinará el comportamiento de la

protección diferencial en operación normal, falla interna y externa. Ante operación normal y para fallas externas, la relación

será 1∠ 180°, y para fallas internas, el vector resultante será 1∠ 0°. En la Figura 6, se presenta la característica de operación

de la protección SEL 411L (la sección delimitada por el ajuste 87LANG, corresponde a la zona de bloqueo y por fuera de ésta

será la región de operación).

Figura 6: Característica de operación función diferencial de línea relés SEL 411L

Lo mencionado anteriormente, se tendrá en condiciones ideales del sistema. Se deben considerar adicionalmente, los errores

presentes debido al ángulo de carga (diferencia angular entre terminal remota y local), no homogeneidad de los sistemas,

errores por asimetría del canal de comunicaciones y por saturación de los transformadores de corriente.

La protección SEL 411L dispone de tres (3) elementos diferenciales (uno de fases 87LP, uno de secuencia negativa 87LQ y

uno de secuencia cero 87LG).

El área de bloqueo está definida por el parámetro 87LXA, el radio exterior 87LXR y el radio interior 1/87LXR (la característica

es igual para cada uno de los elementos). Los ajustes recomendados para la protección diferencial de línea, se muestran a

continuación:



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Extensión angular 87LXA: Considerando los errores mencionados (máximo ángulo de carga, no homogeneidad de

los sistemas, asimetría del canal y saturación de los transformadores de corriente), se recomienda un ajuste de 195

grados. El ajuste mencionado aplica para todos los elementos diferenciales

El radio exterior 87LXR, y radio interior 1/87LXR: Define el radio exterior y se ajusta para excluir de la zona de

bloqueo todas las fallas trifásicas internas. El fabricante recomienda un valor de 6 para 87LR y 1/6 para el radio

interno. Lo ajustes mencionados aplican para todos los elementos diferenciales

Elemento 87LPP: Se ajusta para detectar adecuadamente las fallas internas. Se habilita por encima de la corriente

de carga capacitiva de la línea. Los elementos 87LQP (secuencia negativa) y 87LGP (secuencia cero) se utilizarán

para detectar las fallas internas desbalanceadas, se ajusta normalmente al 10% de la corriente nominal secundaria

con referencia al CTR máximo

Lógica E87LXS: la lógica se utiliza para deshabilitar los elementos diferenciales de modo normal de fases, secuencia

negativa y cero en el evento de malfuncionamiento o desconexión de un transformador de corriente, y habilitando

los elementos diferenciales de modo extendido, los cuales son menos sensibles en todas las condiciones

7.1.2.2 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)

En la línea Reque – Eten 220 kV del proyecto Ampliación 14, subestación Reque 220 kV, las protecciones de sobrecorriente

de tierra (67N) serán ajustadas con un arranque de 120 Aprim, el cual se considera adecuado, ya que los desbalances

normales en el SEIN no superan dicho valor, y solo será alcanzado el umbral durante condiciones de fallas a tierra (ver

referencia [10]).

El dial se ajustará realizando fallas de alta impedancia. Sin embargo, los tiempos de disparo de la protección deben ser

superiores a los ajustados en la protección distancia (zona 2), entre 0,7 y 1,0 segundos (considerando este elemento como

protección de respaldo de la protección principal).

Se debe verificar que el ajuste recomendado permita detectar fallas a tierra de 50 ohm en el extremo remoto, para el

escenario de mínimas corrientes de cortocircuito. Así mismo, se debe verificar que el ajuste propuesto se encuentre por

encima de los desbalances normales de la red, esta verificación se debe realizar al momento de la energización de las líneas.

Dial

TapI

t

1

14,002,0

Curva IEC Normal Inversa

Donde:

Dial: Multiplicador de tiempo.

t: Tiempo de operación en segundos, [s].

I: Valor de corriente registrada por el dispositivo de protección, [A].

Tap: Valor de ajuste de la corriente de arranque, [A].

Además, se habilitará una etapa de tiempo definido para despejar fallas hasta el 50% de la línea, verificando que ante la

condición de máximas corrientes de cortocircuito, no se active esta etapa para fallas más allá de la línea protegida, el tiempo

de operación se ajustará en 0,25 s.



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Por otra parte, se debe tener en cuenta que el tiempo de disparo de la protección de sobrecorriente de tierra, debe ser superior

al tiempo de disparo ante la peor condición de desbalance por discrepancia de polos del interruptor ubicado en la subestación

remota.

7.1.2.3 Esquemas de teleprotección

Esquema de comparación direccional (67NCD)

Este esquema, utiliza funciones de sobrecorriente para detectar adecuadamente las fallas dentro de la línea. En la Figura 7, se

ilustra las lógicas presentes en el esquema 67NCD. Este esquema es completamente dependiente del canal y requiere que la

falla sea asimétrica a tierra y dentro de la línea. El esquema de comparación direccional opera si se tiene arranque de la

función 67N y recepción del canal de teleprotección. En caso de que la falla sea en dirección reversa se tendrá bloqueo del

envío de teleprotección y por lo tanto del esquema.

Tx

Rx

&

Rx

Tx

Rx

Tx

A

EMISIÓN

CD

EMISIÓN

CD

&

Tx

67N

&

Rx67N

&

I2 I1

67NR67NR

Figura 7: Esquema 67N en comparación direccional

7.1.2.4 Función cierre en falla (SOTF)

La lógica de cierre en falla se habilita por la indicación de posición cerrado del interruptor del campo asociado con la línea en

estudio y se activará por medio del disparo de un elemento de sobrecorriente instantáneo. El ajuste del elemento de

sobrecorriente instantáneo consiste en la simulación de una falla trifásica en la barra local, restando a la corriente total de la

falla, el aporte de corriente a través de la línea a proteger y tomando el 50% del valor obtenido. Este ajuste debe ser superior a

la máxima corriente de carga de la línea.

La lógica de cierre en falla se debe habilitar por cambios en el estado de la posición del interruptor (transición de cerrado a

abierto). La función debe ser bloqueada 1 s después de dar orden de cierre sobre el interruptor.

Las protecciones SEL 411L permiten que ciertos elementos de protección ejecuten el disparo durante un tiempo ajustable

después del cierre del interruptor, los cuales se definen en la ecuación lógica TRSOTF; la lógica opera en dos etapas,

validando una posible condición SOTF y habilitando la duración de la protección SOTF. A continuación, en la Figura 8 se

muestra la lógica de la función SOTF.



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Figura 8: Lógica de disparo SOTF – SEL 411L

7.1.2.5 Función discrepancia de polos

El ajuste del tiempo para el disparo por discrepancia de polos debe ser coordinado con el tiempo del recierre, de tal modo que

la temporización del recierre sea inferior a la del relé de discrepancia de polos. También se debe coordinar la temporización de

la discrepancia de polos con el tiempo de operación de los relés de sobrecorriente de tierra instalados para proteger equipos

ubicados en las cercanías de la línea que presenta la discrepancia de polos; de tal modo que el tiempo de operación de dichos

relés, sea superior al tiempo de operación de la discrepancia de polos.

El tiempo para el disparo por discrepancia de polos se recomienda ajustarlo en 1,5 s (ofreciendo un respaldo de la protección

de discrepancia de polos, propia de los interruptores, la cual se recomienda ajustar en 1 s).

7.1.2.6 Esquema de recierre (79) y Verificación de sincronismo (25)

Para mantener el esquema actualmente implementado en la zona, se habilitará la función de recierre automático para iniciar

solo ciclo de recierre monopolar ante fallas monofásicas.

Tiempos muertos de recierre

El tiempo muerto de recierre debe ser mayor al tiempo necesario para la extinción del arco secundario y menor al tiempo

máximo permisible de recierre.

Tiempo muerto para el ciclo de recierre monofásico = 0,5 s. (líneas de 220 kV)

Tiempo de reclamo = 180 s.

Verificación de sincronismo

Los criterios de ajuste para la verificación de sincronismo son:



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El umbral de línea viva y barra viva se ajusta al 80% de la tensión nominal

El umbral de línea muerta y barra muerta se ajusta al 40% de la tensión nominal

Los niveles que permiten el recierre sincronizado para cualquier interruptor del proyecto son:

Máxima diferencia de tensión: 10% de la tensión nominal

Máxima diferencia de ángulo: 30°

Máxima diferencia de frecuencia: 0,1 Hz

7.1.2.7 Función de sobretensión (59)

De acuerdo con el estudio de coordinación de protecciones ECP-2010, el COES presenta el esquema de sobretensión presente

para cada una de las zonas del SEIN. Por lo anterior y para mantener dicho esquema, las líneas del proyecto ampliación 14

seguirán los lineamientos descritos en el Anexo 11 del documento Protecciones Sistémicas (ECP-2010, COES) [10].

El esquema presente en la zona norte es el siguiente:

El área norte del SEIN es débil en el extremo norte (Zorritos) y fuerte en las subestaciones Trujillo – Chimbote. Esta área es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones.

El esquema propuesto es un esquema escalonado que inicia en la S.E. Zorritos con la línea de interconexión Perú – Ecuador (L-2280) y termina con las líneas de enlace entre Trujillo – Chimbote – Paramonga. También por ser el enlace Trujillo – Chimbote – Paramonga - Zapallal de doble circuito, es preferible desconectar un circuito por cada enlace antes de interrumpir todo el enlace, por esta razón las líneas de transmisión L-2233, L-2216 y L-2214 tienen ajustes diferentes a los de las líneas L-2232, L-2215 y L-2212/2213 respectivamente.

Con el seccionamiento de las líneas Chiclayo Oeste – Guadalupe (L-2236 y L-2237) por medio de la subestación

Reque 220 kV, se propone modificar el esquema de sobretensión manteniendo el mismo criterio y/o metodología de

desconectar primero un circuito por cada enlace para el caso de las líneas paralelas.

A continuación en la Tabla 7 se presentan los tiempos dispuestos por el esquema de sobretensión de la zona y los tiempos

propuestos para las líneas involucradas en el proyecto Ampliación 14.

Tabla 7: Esquema propuesto de sobretensión zona norte

Línea SSEE 1 – SSEE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> t> U>> t>>

(p.u) (seg) (p.u) (seg)

L-2280 Zorritos – Machala 1,15 1,0 1,18 0,1

L-2249 Talara – Zorritos 1,15 1,5 1,30 0,2

L-2248 Piura –Talara 1,15 2,0 1,30 0,3

L-2238 Piura – Chiclayo 1,15 1,5 1,30 0,4

L-2241 La Niña – Piura 1,15 2,4 1,30 0,5

L-2239 Chiclayo – La Niña 1,15 2,6 1,30 0,6

L-2240 Chiclayo – Carhuaquero 1,15 2,8 1,30 0,7

L-2296 Chiclayo – Reque 1,15 3,0 1,30 0,8



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Línea SSEE 1 – SSEE 2

Etapa 1 Etapa 2

U> t> U>> t>>

(p.u) (seg) (p.u) (seg)

L-2297 Chiclayo – Reque 1,15 1,8 1,30 0,4

L-2236 Reque – Guadalupe 1,15 3,2 1,30 0,9

L-2237 Reque – Guadalupe 1,15 1,9 1,30 0,5

2L2-6 Reque - Eten 1,15 1,9 1,30 0,5

L-2234 Trujillo – Guadalupe 1,15 3,5 1,30 1,0

L-2235 Trujillo – Guadalupe 1,15 2,0 1,30 0,5

L-2260 Trujillo – Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2

L-2233 Chimbote – Trujillo 1,15 2,5 1,30 0,6

L-2232 Chimbote – Trujillo 1,15 4,2 1,30 1,4

L-2216 Paramonga – Chimbote 1,15 3,0 1,30 0,8

L-2215 Paramonga – Chimbote 1,15 4,5 1,30 1,6

L-2214 Paramonga – Zapallal 1,15 3,5 1,30 1,0

L-2213 Paramonga – Huacho 1,15 5,0 1,30 1,8

L-2212 Huacho – Zapallal 1,15 5,5 1,30 2,0

7.1.2.8 Función falla interruptor (50BF)

En la protección SEL 411L, se cuenta con la función falla interruptor de dos etapas, las cuales se describen a continuación:

Etapa 1: Comanda retrip al propio interruptor, 0,15 s después del disparo proveniente de la protección principal.

Etapa 2: Comanda disparo al propio interruptor, a los interruptores adyacentes a la misma barra y disparo directo transferido

al extremo remoto, 0,25 s después del disparo proveniente de la protección principal.

En líneas de transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debe ajustarse encima de la

corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en el extremo remoto de la subestación Reque.

fallamínBFacmáx III 50arg

Lógica de la protección falla interruptor

Se recomienda que la función falla interruptor opere por corriente y por la habilitación de una señal de disparo externa.

Figura 9: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF



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7.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA


El esquema de protección para el transformador GSU de 265 MVA, 220/18 kV de la subestación Eten, contará con un

esquema diferencial de transformador, para el relé de protección T60T con función diferencial de transformador ANSI 87T, y

contará además con funciones de protección de respaldo por sobrecorriente de fases ANSI 50/51, sobrecorriente de tierra

ANSI 50N/51N y sobreexcitación ANSI 24. En la Figura 10 se presenta el esquema de protección a implementar en el

transformador de la subestación Eten asociado al proyecto Ampliación 14, se aclara que como alcance del estudio solamente

se van a recomendar los ajustes para la funciones de protección de sobrecorriente de fases y tierra en el lado de 220 kV.

Figura 10: Esquema de protección transformador de potencia


7.2.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)

Esta función actúa como protección de respaldo a la protección diferencial del transformador.

Para el valor de arranque de la función de sobrecorriente temporizada se toma como ajuste el menor valor entre 130 % de la

corriente nominal del transformador de potencia del devanado correspondiente y el 120 % de la corriente nominal del

transformador de corriente (TC). Se selecciona una curva del tipo IEC Standard Inverse con un ajuste del dial para garantizar

coordinación con la corriente Inrush del transformador (12 x In) y con los dispositivos de sobrecorriente instalados en

subestaciones adyacentes.



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Para el lado de alta tensión del transformador, se recomienda ajustar el dial de tal manera que la protección opere en un

tiempo aproximado de 750 ms, ante una falla trifásica en el lado de baja tensión del transformador, garantizando así un

tiempo de operación superior a 500 ms para la coordinación con la protección ubicada en el lado de baja tensión.

Adicionalmente, para el lado de alta tensión del transformador se ajusta una etapa de sobrecorriente de tiempo definido para

despejar fallas en el transformador de potencia sin sobrepasar al lado de baja tensión. La corriente de arranque se ajusta al

1,5 × Icc3F aporte > Iinr = 10InTR ONAN.

Dónde:

Icc3F aporte: Aporte de corriente por el devanado de alta tensión ante falla trifásica en la barra conectada al lado de

baja tensión.

Iinr: Corriente inrush o corriente de magnetización del transformador.

InTR ONAN: Corriente nominal del transformador con refrigeración natural.

La temporización de esta etapa se ajusta entre 100 ms – 250 ms de modo que se eviten actuaciones indeseadas ante altas

corrientes de energización del transformador.

7.2.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N)

Para el valor de arranque de la función de sobrecorriente temporizada de tierra se toma un valor de 120 Aprim, dado que los

niveles de desbalance esperados en el sistema son inferiores a este valor. Se selecciona una curva del tipo IEC Standard

Inverse y el ajuste del dial se selecciona de acuerdo con el estudio de cortocircuito, buscando coordinación con los dispositivos

de sobrecorriente instalados en subestaciones adyacentes.

Para el lado de alta tensión del transformador, se recomienda ajustar el dial de tal manera que guarde un factor de

coordinación de 250 ms como mínimo respecto a las protecciones de sobrecorriente direccional ubicadas en las líneas Reque

– Chiclayo 1 y 2 220 kV (L-2296 y L-2297) extremo Reque ante una falla bifásica a tierra al 50% de estas línea con una

impedancia de 10 ohm.

Se recomienda habilitar la función de sobrecorriente de tiempo definido de tierra, garantizando la selectividad con la etapa de

tiempo definido de las protecciones de sobrecorriente direccional ubicadas en las líneas Reque – Chiclayo 1 y 2 220 kV (L-

2296 y L-2297) extremo Reque ante una falla bifásica a tierra franca al 50% de esta línea, con una temporización de 500 ms.

7.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE


En la Figura 11, se muestra el esquema de protección de la bahía de acople de la subestación Reque. Esta bahía contará con

un relé marca SEL referencia SEL 04214611XC2X5H74545XX, el cual realizará las funciones de protección de sobrecorriente

de fases y tierra (ANSI 51/50/51N/50N) y verificación de sincronismo (ANSI 25).



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Figura 11: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV (Anexo 3)


7.3.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)

Protección de sobrecorriente de fases de tiempo inverso (51)

Para proteger los equipos de medida, se ajustará una característica IEC Normal Inversa con un umbral del 120% de la

corriente nominal del transformador de corriente del campo de acople. El dial se ajusta para despejar fallas francas en el

extremo remoto de las líneas al menos en 1,3 s, considerando que la corriente total de falla circule por el campo de acople.

Protección de sobrecorriente de fases de tiempo definido (50)

Como respaldo a la protección diferencial de barras, se ajustará un elemento de sobrecorriente de tiempo definido, el cual

despejará fallas francas al 1% de las líneas convergentes a la subestación en un tiempo de 0,5 s.

7.3.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N)

Protección de sobrecorriente de tierra (51N)

Se ajustará una característica IEC Normal Inversa con un umbral del 40% de la corriente nominal del transformador de

corriente del campo de acople. El dial se ajusta para despejar fallas en el extremo remoto de las líneas en 1,3 s, considerando

que la corriente total de falla circule por el campo de acople.



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Protección de sobrecorriente de tierra de tiempo definido (50N)

Como respaldo de la protección diferencial de barras, se ajustará un elemento de sobrecorriente de tiempo definido, el cual

despejará fallas a tierra al 1% de las líneas convergentes a la subestación en un tiempo de 0,5 s.

7.3.2.3 Verificación de sincronismo (25)

Los criterios de ajuste para la verificación de sincronismo son:

El umbral de línea viva y barra viva se ajusta al 80% de la tensión nominal

El umbral de línea muerta y barra muerta se ajusta al 40% de la tensión nominal

Los niveles que permiten el recierre sincronizado para cualquier interruptor del proyecto son:

Máxima diferencia de tensión: 10% de la tensión nominal

Máxima diferencia de ángulo: 30°

Máxima diferencia de frecuencia: 0,1 Hz

7.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES


La subestación Reque 220 kV, cuenta con una configuración de doble barra y acoplamiento, para la protección del barraje se

tiene implementado un relé de protección marca ALSTOM cuyo modelo es MiCOM P74133BA6M0510K (unidad central de

procesamiento) con función diferencial de barras distribuida (ANSI 87B), la cual cuenta con unidades de bahía modelo

MiCOM P742311A1M0510J por cada campo de la subestación.

La protección diferencial es del tipo porcentual, distribuida para seis (6) bahías y tiene la capacidad de detectar e identificar la

barra fallada a través de la posición de los contactos auxiliares de los seccionadores de barra.

La información de las señales de corriente y señales de posición de equipos (seccionador e interruptor) son recogidos por el

controlador de bahía de cada celda y llevados a la unidad central para su procesamiento. Los comandos de disparo son

emitidos a todos los interruptores de la barra afectada a través de sus respectivos controladores de bahía.

En la protección diferencial se tiene incluido la protección de falla interruptor (ANSI 50BF), la cual cuenta con dos etapas de

operación y es activada básicamente por dos condiciones; el umbral de corriente de operación y los disparos de las

protecciones al interruptor fallado. La primera etapa de la protección falla interruptor conocido también como RETRIP es

dirigido al interruptor en falla a través de las dos bobinas como una segunda intensión de disparo; si el interruptor no abre se

activa la segunda etapa y emite su disparo a los interruptores de las bahías que alimentan la falla y a través de un DDT al

extremo remoto de la bahía.

Se utilizará un relé de disparo y bloqueo 86B, el cual permitirá el bloqueo al cierre del interruptor, una vez se active la función

diferencial de barras.

A continuación, en la Figura 12 se muestra el esquema distribuido a implementar y en la Tabla 8 se muestran los datos

técnicos de los sistemas de protección de la barra de 220 kV en la subestación Reque.



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Figura 12: Esquema diferencial de barras distribuida

Tabla 8: Datos técnicos de la protección diferencial de barras en 220 kV

Bahías en

220 kV Transformador de corriente

Relación del TC usada

para la 87B

Unidad de Bahía de la

87B

Unidad Central de la

87B

L-2236 2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J

P74133BA6M0510K

L-2237 2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J

L-2296 2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J

L-2297 2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J

2L2-6 2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J

Acople de

Barras

2500-1250-625/1 A

15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J


7.4.2.1 Función diferencial de barras (87B)

La barra de un sistema de potencia debe estar provista de una protección de alta velocidad que minimice los daños en los

equipos y que evite la inestabilidad del sistema, ante condiciones de falla.

El método de protección de barras más comúnmente empleado es el principio diferencial en el cual la suma de las corrientes

que entran y salen de la barra debe ser igual a cero, de lo contrario habrá ocurrido una falla interna



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Figura 13: Protección diferencial de barras

La protección diferencial de barras consiste en una unidad central (MiCOM P741) y seis (6) unidades distribuidas (MiCOM

P742), cada una de estas unidades distribuidas se encuentra asociada con una bahía de línea o acople. El elemento de

protección primaria del esquema P74P es protección diferencial de corriente afectada por fases independientes. La técnica

utilizada es netamente numérica y emplea análisis nodal en todo el esquema, basado en criterios de zona y de esquema. El

análisis se ejecuta en la unidad central, por lo tanto es esencial la comunicación entre la unidad central y las unidades

periféricas, lo cual se logra a través de conexión directa en fibra óptica a una tasa de 2,5 Mbps.

Figura 14: Principio de protección diferencial de barras

Principio de operación: El principio básico de la protección diferencial de barras está basado en la aplicación de la ley de

Kirchhoff, al comparar la magnitud de corriente que entra y sale de la zona protegida y de la zona de verificación. Bajo

condiciones normales, la magnitud de la corriente que fluye hacia el área y hacia la zona de verificación en cuestión, es igual

a la magnitud de la corriente que fluye hacia afuera, por tanto las corrientes se cancelan. En contraste, cuando una falla

ocurre, la corriente diferencial que se presenta es igual a la corriente de falla derivada. El concepto se muestra en la

Figura 14.

Se pueden utilizar dos métodos para el esquema de protección diferencial, la suma vectorial o la suma instantánea, en este

caso, el algoritmo utilizado por la protección P74X es el método de suma instantánea, por muestras. Este método tiene la

ventaja de la cancelación de componentes armónicas y c.d. de origen externo en el cálculo. Otra ventaja de la suma

instantánea radica en la velocidad de la decisión, que está determinada por la frecuencia de muestreo.



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Figura 15: Característica del esquema de protección diferencial de barras utilizado por los relés MiCOM P74X

La operación de la protección diferencial de barras se basa en la aplicación de un algoritmo con característica fragmentada,

que compara entre la corriente diferencial (Idiff) y la corriente de restricción (Ibias), solamente se permite el disparo si la

corriente diferencial excede la pendiente ajustada en la característica fragmentada. La característica se define para garantizar

la estabilidad durante fallas externas donde el esquema tiene transformadores de corriente con diferentes características, que

pueden producir un comportamiento no uniforme.

Los operandos del algoritmo se muestran a continuación [13] (pág. 152):

Corriente diferencial itidiff )(

Corriente de restricción itibias )(

Es importante que los ajustes de los transformadores de corriente se ingresen completos (corriente nominal primaria y

corriente nominal secundaria), ya que se requieren para calcular parámetros adicionales para el uso en los algoritmos de

detección de saturación que se ejecutan dentro de las unidades periféricas.

El esquema de la protección P74X se puede acomodar a diferentes relaciones de transformadores de corriente en toda la zona

protegida, siendo 40 la máxima diferencia entre la mínima y la máxima corriente nominal primaria para los transformadores

de corriente considerados. Esta combinación debe por tanto ser tenida en cuenta por el esquema y se logra al utilizar

corrientes primarias enviadas por las unidades periféricas a la unidad central, la cual se encarga de los cálculos del esquema.

Como se observa en la Figura 15 la operación de la protección diferencial de barras consta de tres zonas de operación, las

cuales se describen a continuación:

Zona de supervisión del circuito de corriente

Esta zona se encuentra definida por medio de los parámetros ID>1 y K1. EL objetivo de esta zona es supervisar los circuitos de

corriente asociados con la protección diferencial de barras. Esta zona detecta corrientes diferenciales que son originadas en

operación normal y bajo la condición de un TC abierto o cortocircuitado (numeral 2.1.1.1.3 de la referencia [13]). Ante esta

situación, la protección emitirá una alarma indicando la anomalía.



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El valor de ajuste para la variable ID>1 se recomienda ajustar al 20% de la menor capacidad nominal de las líneas que entran

a la subestación Reque, es decir, 0,2x400 A=80 A. Este umbral de ajuste, permite detectar desbalances por TCs abiertos o

cortocircuitados para corrientes de carga mayores a 100 A y se encuentra por encima de los desbalances normales que se

generan en el procesamiento de la protección diferencial de barras.

La variable K1 se ajusta al 10%, según las recomendaciones prácticas del fabricante del dispositivo de protección.

Zona de operación elementos diferenciales

La Zona de operación de los elementos diferenciales es definida por medio de los parámetros ID>2 y K2. El criterio de ajuste

de la variable ID>2 se realizará de acuerdo a los siguientes lineamientos:

Por encima de la corriente máxima de carga por las bahías (se debe considerar un margen del 130% de la

corriente obtenida, con el objetivo de tener un factor de seguridad).

Por debajo de la mínima corriente de cortocircuito en la barra (se debe considerar el 80% del nivel obtenido,

con el objetivo de tener un margen de seguridad del 20%).

La pendiente K2 se ajusta en 65% según las recomendaciones prácticas del fabricante del dispositivo de protección.

Zona de chequeo “Check zone”

La zona de chequeo monitorea las corrientes que entran y salen de la subestación y no mira las barras individuales que la

conforman. De esta manera solo se emitirá orden de disparo si la falla es vista por la zona de chequeo y la zona de operación

de los elementos diferenciales.

La característica de operación de la zona de chequeo está definida según los parámetros IDCZ>2 y KCZ, los cuales se

recomiendan ajustar iguales a los parámetros de la zona de operación de los elementos diferenciales.

En la Tabla 9 se presenta la decisión que tomará la protección diferencial de barras, según la magnitud de la corriente

diferencial.

Tabla 9: Condiciones de operación protección diferencial de barras

ID>1 k1*Ibias ID>2 Estado Operación

0 0 0 Normal No operación



1 0 1 Falla externa o falla en el circuito Falla externa con saturación de TC o alarma de falla de circuito de bloqueo después de tCF.

1 1 0 Falla en el circuito Bloqueo y alarma de falla en el circuito después de tCF.

1 1 1 Falla interna Disparo

7.4.2.2 Zona muerta campo de acople 220 kV

La disposición de los transformadores de corriente en el campo de acople es la que se muestra en la Figura 16.



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Figura 16: Disposición del TC en el campo de acople

En la ingeniería concebida para el proyecto Reque, solo un TC es localizado en el campo de acople. Para una falla en la zona

identificada como zona muerta, la protección diferencial de barras dispara todos los interruptores asociados con la zona A. Sin

embargo, la falla seguirá siendo alimentada por todos los circuitos asociados con la barra B, ya que el elemento diferencial de

ésta zona ve la falla externa a la barra.

Para suministrar una protección adecuada a este tipo de esquema, se habilita la función de zona muerta en el relé MiCOM

P741. Esta función es activada cuando el interruptor del campo de acople se encuentre abierto y se detecta corriente por este

campo, lo que conllevará a un disparo de todos los interruptores asociados con la barra B. La supervisión de corriente para la

función de zona muerta son elementos no direccionales de fases y tierra.

El umbral de ajustes en fases de la función zona muerta se recomienda ajustar al 120% de la capacidad nominal del

transformador de instrumentación asociado con el campo de acople. El umbral de ajuste para el elemento de tierra se

recomienda ajustar al 40% de la capacidad nominal del TC.


En la protección MiCOM P74X, se cuenta con la función falla interruptor de dos etapas, la cual puede ser iniciada por un

elemento de protección interno o externo. Para el elemento basado en corriente, la condición de restablecimiento está basada

en la operación de baja corriente para determinar que el interruptor está abierto, mientras que para la protección no basada

en corriente, el criterio de restablecimiento se puede seleccionar por medio de un ajuste para determinar la condición de falla

interruptor. Es una práctica común, utilizar elementos de baja corriente en los relés de protección para indicar que los polos

del interruptor han interrumpido la corriente de falla o de carga, tal como se requiere.

En cuanto las etapas de protección, se describen a continuación:

Etapa 1: Comanda retrip al propio interruptor, 0,15 s después del disparo proveniente de la protección principal.

Etapa 2: Comanda disparo al propio interruptor, a los interruptores adyacentes a la misma barra y disparo directo transferido

al extremo remoto, 0,25 s después del disparo proveniente de la protección principal.

En líneas de transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debe ajustarse encima de la

corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en el extremo remoto de la subestación Reque.

fallamínBFacmáx III 50arg

Para el campo de acople se recomienda ajustar el arranque en corriente de la función 50BF en 1,2xIn.



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Lógica de la protección falla interruptor

Se recomienda que la función falla interruptor opere por corriente y por la habilitación de una señal de disparo externa.

Figura 17: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF

8. AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN

En esta sección se presentan los ajustes recomendados para los dispositivos de protección que hacen parte del alcance del

presente estudio.

8.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

8.1.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque

La línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, S/E Reque 220 kV, dispone de dos sistemas de protección, compuestos por dos

relés diferenciales de línea (SEL 411L). A continuación se presentan los ajustes recomendados para cada una de las

funciones de protección.


En la Tabla 10, se presentan los ajustes básicos de la función diferencial de línea, según los criterios expuestos en el numeral

7.1.2.1.

Tabla 10: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque

Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE

(VER SECCIÓN 7.1.2.1)

CTRW 625 Relación de transformación entrada W

CTRX 200 Relación de transformación entrada X

87LTAPW 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Reque)

87LTAPX 1,6 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Reque)

87LTAPW 5,0 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Eten)

87LTAPX 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Eten)

87LPP 0,2

Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo

normal de seguridad (p.u.). Se ajusta al 20% de la corriente

nominal del TC de mayor relación de los dos extremos. La

corriente base es la máxima entre las corrientes primarias de los

TCs de los extremos local y remoto, para este caso 1000 A.

87LPR 2,6 Radio del elemento diferencial de fases en el modo normal de

seguridad.



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87LPA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo

normal de seguridad (grados). Según recomendación del

fabricante, este ajuste se recomienda en 195.

87LPPS 0,24 Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo

extendido de seguridad (p.u.) Este valor se calcula

automáticamente, 1,2*87LPP.

87LPRS 3,12 Radio del elemento diferencial de fases en el modo extendido de

seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LPR.

87LPAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo

extendido de seguridad (grados). Este valor se calcula

automáticamente, 1,2*87LPA.

87LQP 0,1

Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo normal de seguridad (p.u.). Se habilita el

elemento diferencial de secuencia negativa con el mínimo valor

de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de la corriente nominal del

TC de mayor relación de los dos extremos. La corriente base es la

máxima entre las corrientes primarias de los TCs de los extremos

local y remoto, para este caso 1000 A

87LQR 2,6 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo

normal de seguridad.

87LQA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo normal de seguridad (grados)

87LQPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo extendido de seguridad (p.u.) Este valor se

calcula automáticamente, 1,2*87LQP.

87LQRS 3,12 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo

extendido de seguridad. Este valor se calcula automáticamente,

1,2*87LQR.

87LQAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo extendido de seguridad (grados). Este valor

se calcula automáticamente, 1,2*87LQA.

87LGP 0,1

Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo

normal de seguridad (p.u.). Se habilita el elemento diferencial de

tierra con el mínimo valor de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de

la corriente nominal del TC de mayor relación de los dos

extremos. La corriente base es la máxima entre las corrientes

primarias de los TCs de los extremos local y remoto, para este

caso 1000 A

87LGR 2,6 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo normal de

seguridad

87LGA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo

normal de seguridad (grados)

87LGPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo


automáticamente, 1,2*87LGP.

87LGRS 3,12 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo extendido de



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seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LGR.

87LGAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo


automáticamente, 1,2*87LGA.

Verificación de la función diferencial de línea

Se verificó el comportamiento para la función diferencial de línea a partir de los resultados de las simulaciones de fallas

internas y externas a la línea en los escenarios de máximos y mínimos niveles de cortocircuito, y el posterior procesamiento de

los resultados obtenidos según las características de operación del relé.

Tabla 11: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV

Tipo %

Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR

(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<,Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>

(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im

3F

1 0 3,275 -113,422 2,297 -102,400 1,547 -0,301 1,266 -0,247 0,761 0,148 0,623 0,121

1 50 0,845 -64,904 1,411 -42,258 0,611 -0,255 0,500 -0,209 1,703 0,711 1,394 0,582

1 100 0,251 -82,760 1,046 -30,563 0,163 -0,210 0,133 -0,172 2,823 3,639 2,311 2,979

50 0 3,217 -113,571 2,327 -102,469 1,499 -0,294 1,227 -0,241 0,785 0,154 0,642 0,126

50 50 0,828 -65,138 1,428 -42,323 0,591 -0,249 0,484 -0,203 1,757 0,739 1,438 0,605

50 100 0,243 -84,062 1,056 -30,590 0,151 -0,204 0,124 -0,167 2,859 3,860 2,340 3,159

99 0 3,160 -113,715 2,359 -102,539 1,452 -0,287 1,189 -0,235 0,809 0,160 0,663 0,131

99 50 0,811 -65,366 1,445 -42,379 0,571 -0,242 0,467 -0,198 1,813 0,769 1,484 0,630

99 100 0,235 -85,441 1,066 -30,611 0,140 -0,199 0,115 -0,163 2,888 4,098 2,364 3,355

1F

1 0 3,513 -112,143 2,845 -103,228 1,348 -0,211 1,104 -0,173 0,884 0,139 0,724 0,114

1 50 0,785 -62,573 1,520 -40,613 0,529 -0,213 0,433 -0,175 1,985 0,800 1,625 0,655

1 100 0,219 -87,352 1,096 -29,680 0,118 -0,187 0,097 -0,153 2,958 4,674 2,421 3,826

50 0 3,407 -112,231 2,934 -103,753 1,269 -0,189 1,039 -0,155 0,941 0,140 0,771 0,115

50 50 0,750 -62,755 1,556 -40,889 0,494 -0,198 0,405 -0,162 2,128 0,854 1,742 0,699

50 100 0,204 -90,615 1,115 -29,879 0,099 -0,176 0,081 -0,144 2,953 5,270 2,417 4,314

99 0 3,309 -112,330 3,028 -104,315 1,196 -0,168 0,979 -0,138 1,002 0,141 0,820 0,115

99 50 0,716 -62,895 1,593 -41,132 0,461 -0,184 0,378 -0,151 2,284 0,912 1,869 0,746

99 100 0,190 -94,335 1,134 -30,059 0,080 -0,167 0,066 -0,137 2,863 5,943 2,344 4,865



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HOJA

37/79

Figura 18: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - modo normal



REFERENCIA ALSTOM

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REV.

A CÓDIGO REP

PE-AM14-ETEN-D066

HOJA

38/79

Figura 19: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido

Tabla 12: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV

Tipo %


(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>


3F

0 0 2,296 77,601 2,296 -102,399 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

0 50 1,410 137,701 1,410 -42,257 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

0 100 1,046 149,375 1,046 -30,563 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

100 0 3,159 -113,718 3,159 66,282 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

100 50 0,811 -65,371 0,811 114,557 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001 -1,105 0,001 -0,905 0,001

100 100 0,235 -85,470 0,236 94,333 -1,101 -0,004 -0,901 -0,003 -1,110 0,004 -0,909 0,003

1F

0 0 2,843 76,782 2,843 -103,217 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

0 50 1,519 139,352 1,520 -40,607 -1,105 0,001 -0,904 0,001 -1,106 -0,001 -0,905 -0,001

0 100 1,095 150,264 1,095 -29,675 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

100 0 3,307 -112,332 3,307 67,668 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

100 50 0,715 -62,898 0,715 117,019 -1,105 -0,002 -0,905 -0,001 -1,105 0,002 -0,905 0,001



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HOJA

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Tipo %




100 100 0,189 -94,416 0,190 85,394 -1,099 -0,004 -0,900 -0,003 -1,111 0,004 -0,910 0,003

Figura 20: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - modo normal



REFERENCIA ALSTOM

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HOJA

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Figura 21: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de

mínimos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido

Tabla 13: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de

máximos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV

Tipo %




3F

1 0 4,330 -115,828 2,308 -109,499 2,061 -0,229 1,687 -0,187 0,586 0,065 0,479 0,053

1 50 0,985 -62,476 1,288 -47,606 0,817 -0,217 0,669 -0,178 1,397 0,371 1,143 0,304

1 100 0,287 -70,803 0,968 -37,466 0,274 -0,180 0,224 -0,147 3,114 2,049 2,549 1,677

50 0 4,226 -116,079 2,339 -109,567 1,984 -0,226 1,624 -0,185 0,608 0,069 0,498 0,057

50 50 0,966 -62,736 1,307 -47,724 0,789 -0,212 0,646 -0,173 1,444 0,387 1,182 0,317

50 100 0,277 -71,627 0,979 -37,519 0,259 -0,175 0,212 -0,144 3,234 2,190 2,648 1,793

99 0 4,128 -116,318 2,370 -109,638 1,912 -0,224 1,565 -0,183 0,630 0,074 0,516 0,060

99 50 0,946 -62,986 1,326 -47,834 0,761 -0,206 0,623 -0,169 1,495 0,405 1,224 0,331

99 100 0,267 -72,497 0,990 -37,566 0,244 -0,171 0,200 -0,140 3,360 2,347 2,750 1,921

1F 1 0 4,356 -116,008 2,930 -110,255 1,635 -0,165 1,338 -0,135 0,740 0,075 0,606 0,061

1 50 0,880 -62,159 1,433 -46,578 0,654 -0,182 0,535 -0,149 1,734 0,483 1,419 0,396



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Tipo %




1 100 0,233 -77,338 1,040 -36,895 0,188 -0,161 0,154 -0,131 3,755 3,200 3,073 2,620

50 0 4,210 -116,170 3,025 -110,815 1,532 -0,144 1,254 -0,118 0,791 0,074 0,647 0,061

50 50 0,843 -62,237 1,470 -46,897 0,611 -0,168 0,500 -0,137 1,859 0,510 1,521 0,417

50 100 0,215 -79,414 1,060 -37,112 0,166 -0,151 0,136 -0,124 4,030 3,668 3,299 3,002

99 0 4,077 -116,343 3,127 -111,413 1,436 -0,124 1,175 -0,101 0,845 0,073 0,691 0,060

99 50 0,807 -62,254 1,509 -47,181 0,571 -0,154 0,467 -0,126 1,996 0,537 1,634 0,440

99 100 0,196 -81,807 1,081 -37,309 0,143 -0,140 0,117 -0,115 4,348 4,272 3,559 3,497

Figura 22: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de

máximos niveles de cortocircuito - modo normal



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Figura 23: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de

máximos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido

Tabla 14: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de

máximos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV

Tipo %




3F 0 0 2,307 70,502 2,307 -109,498 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

3F 0 50 1,288 132,349 1,288 -47,603 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

3F 0 100 0,968 142,467 0,968 -37,465 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

3F 100 0 4,126 -116,322 4,126 63,678 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

3F 100 50 0,945 -62,991 0,946 116,944 -1,104 -0,001 -0,904 -0,001 -1,106 0,001 -0,906 0,001

3F 100 100 0,267 -72,515 0,267 107,265 -1,105 -0,004 -0,905 -0,003 -1,105 0,004 -0,905 0,003

1F 0 0 2,928 69,756 2,928 -110,244 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000

1F 0 50 1,432 133,385 1,432 -46,572 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

1F 0 100 1,040 143,046 1,040 -36,890 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001

1F 100 0 4,074 -116,346 4,075 63,653 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,106 0,000 -0,905 0,000

1F 100 50 0,806 -62,254 0,806 117,669 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001 -1,105 0,001 -0,905 0,001



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Tipo %




1F 100 100 0,196 -81,860 0,197 97,875 -1,100 -0,005 -0,900 -0,004 -1,111 0,005 -0,909 0,004

Figura 24: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de

máximos niveles de cortocircuito - modo normal



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HOJA

44/79

Figura 25: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de

máximos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido


De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.1.2.2, se recomienda ajustar solo una etapa de tiempo definido con un

arranque de 120 Aprim, temporizada en 250 ms, ya que no se observó una diferencia considerable entre los aportes de

corriente que se presentan en la línea ante fallas bifásicas a tierra al 99% - 50% - 1% de la línea, que permitan recomendar

una etapa de tiempo inverso de acuerdo al criterio.

También, esta función (67N) actúa como respaldo ante una falla bifásica a tierra en bornes del lado de alta tensión del

transformador GSU, ante la operación en 120 ms de la característica de sobrecorriente fases del relé instalado en el lado de

alta tensión del transformador por el aporte de la componente de fases (Ikss = 4185 A).

Los ajustes propuestos fueron verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 15, se

muestran los ajustes de estos relés.

Tabla 15: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque

PARÁMETRO AJUSTE (APrim)

AJUSTE (ASec)

Modo de operación Adelante Adelante

Arranque 120 0,19

Retardo 0,25 s 0,25 s



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HOJA

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Considerando el criterio descrito en el numeral 7.1.2.4 y ante el escenario de mínimas corrientes de cortocircuito, el ajuste

recomendado será.

Tabla 16: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Reque

ARRANQUE AJUSTE (APrim)

AJUSTE (ASec)

CRITERIO DE AJUSTE (VER SECCIÓN 7.1.2.4)

SOTF 1627 2,6

IFalla-barra - Reque = 5550 A

IAporte-circuito a ajustar=2296 A

IAjuste=0,5×(5550-2296)=1627 A

8.1.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten

La línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, S/E Eten 220 kV, dispone de dos sistemas de protección, compuestos por dos relés

diferenciales de línea (SEL 411L). A continuación se presentan los ajustes recomendados para cada una de las funciones de

protección.


En la Tabla 17, se presentan los ajustes básicos de la función diferencial de línea, según los criterios expuestos en el numeral

7.1.2.1.

Tabla 17: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten



CTRW 625 Relación de transformación entrada W

CTRX 200 Relación de transformación entrada X

87LTAPW 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Reque)

87LTAPX 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Reque)

87LTAPW 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Eten)

87LTAPX 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Eten)

87LPP 0,2

Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo

normal de seguridad (p.u.). Se ajusta al 20% de la corriente

nominal del TC de mayor relación de los dos extremos. La

corriente base es la máxima entre las corrientes primarias de los

TCs de los extremos local y remoto, para este caso 1000 A.

87LPR 2,6 Radio del elemento diferencial de fases en el modo normal de

seguridad.

87LPA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo

normal de seguridad (grados). Según recomendación del

fabricante, este ajuste se recomienda en 195.

87LPPS 0,24 Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo


automáticamente, 1,2*87LPP.



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HOJA

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87LPRS 3,12 Radio del elemento diferencial de fases en el modo extendido de

seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LPR.

87LPAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo


automáticamente, 1,2*87LPA.

87LQP 0,1

Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo normal de seguridad (p.u.). Se habilita el

elemento diferencial de secuencia negativa con el mínimo valor

de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de la corriente nominal del

TC de mayor relación de los dos extremos. La corriente base es la

máxima entre las corrientes primarias de los TCs de los extremos

local y remoto, para este caso 1000 A

87LQR 2,6 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo

normal de seguridad.

87LQA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo normal de seguridad (grados)

87LQPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo extendido de seguridad (p.u.) Este valor se

calcula automáticamente, 1,2*87LQP.

87LQRS 3,2 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo

extendido de seguridad. Este valor se calcula automáticamente,

1,2*87LQR.

87LQAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia

negativa en el modo extendido de seguridad (grados). Este valor

se calcula automáticamente, 1,2*87LQA.

87LGP 0,1

Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo

normal de seguridad (p.u.). Se habilita el elemento diferencial de

tierra con el mínimo valor de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de

la corriente nominal del TC de mayor relación de los dos

extremos. La corriente base es la máxima entre las corrientes

primarias de los TCs de los extremos local y remoto, para este

caso 1000 A

87LGR 2,6 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo normal de

seguridad

87LGA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo

normal de seguridad (grados)

87LGPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo


automáticamente, 1,2*87LGP.

87LGRS 3,2 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo extendido de

seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LGR.

87LGAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo


automáticamente, 1,2*87LGA.



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HOJA

47/79

Verificación de los ajustes de la función diferencial

Ver numeral 8.1.1.1.


De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.1.2.2, se recomiendan los ajustes mostrados a continuación:

El arranque se ajustará en 120 Aprim y tendrá un dial calculado de 0,51, éste ocasiona que el relé opere en 1,014 s para una

corriente residual de 4177,6 A, ante falla bifásica a tierra al 99% de la línea Reque – Eten desde la S/E Eten 220 kV. Se

recomienda no habilitar la etapa de tiempo definido, ya que no se observa una diferencia considerable entre los aportes de

corriente que se presentan en la línea ante fallas bifásicas a tierra al 99% - 50% - 1% de la línea. Los ajustes propuestos fueron

verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 18, se muestran los ajustes de estos

relés.

Tabla 18: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten


AJUSTE (ASec)

Modo de operación Adelante Adelante

Arranque 120 0,6

Dial 0,51 0,51

Curva IEC Normal

Inversa

IEC Normal

Inversa


Considerando el criterio descrito en el numeral 7.1.2.4 y ante el escenario de mínimas corrientes de cortocircuito, el ajuste

recomendado será.

Tabla 19: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Eten

ARRANQUE AJUSTE (APrim)

AJUSTE (ASec)

CRITERIO DE AJUSTE (VER SECCIÓN 7.1.2.4)

SOTF 1166 5,83

IFalla-barra –Eten = 5490 A

IAporte-circuito a ajustar=3159 A

IAjuste=0,5×(5490-3159)=1166 A


La lógica del relé SEL 411L para la función 50BF se basa en las órdenes de disparo enviadas por las protecciones de la celda

al interruptor. Cuando una de las protecciones de la celda emite una orden de disparo al interruptor, ésta se repite a la

protección de falla interruptor, con lo cual arranca un temporizador en la misma (t1). Dicho temporizador cuenta en tanto

continúe circulando corriente por los contactos principales del interruptor, es decir, mientras haya un comando de disparo

activo y exista circulación de corriente por el relé 50BF. En condiciones normales, el interruptor se abrirá para interrumpir la

corriente de falla, con lo cual se detendrá el temporizador t1 de la función 50BF. En caso de que el comando de disparo no

sea ejecutado por el interruptor (condición de falla interruptor), el temporizador llega hasta el límite de tiempo ajustado, tras

lo cual la protección de falla interruptor emite orden de re-disparo sobre este mismo interruptor (etapa 1). En caso contrario,

finalmente se enviará orden de disparo a todos los interruptores adyacentes y al interruptor propio (etapa 2), interrumpiendo

de esta forma la corriente de falla.



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Nota: Las ordenes de disparo por etapa 1 y etapa 2 de la función de falla interruptor deberán ser efectuadas simultáneamente

sobre las dos bobinas de apertura de los interruptores.

Los disparos por etapas 1 y 2 del 50BF se efectúan definitivos trifásicos sobre ambas bobinas de los interruptores respectivos.

Para calcular el ajuste del relé de falla interruptor para las líneas de transmisión, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en el extremo

remoto con una resistencia de falla de 50 Ω para determinar la mínima corriente de falla vista por el relé en la subestación

local. Se toma el 60% del menor valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima de la corriente

nominal de la línea (se propone el umbral de 110% de la corriente nominal de la línea). En la Tabla 20 se muestra el ajuste del

arranque de la función falla interruptor.

Tabla 20: Ajuste arranque falla interruptor subestación Eten 220 kV

Campo Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A]

Corriente Nominal [A] I AJUSTE (Ver *)

3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ I [Aprim] I [Asec]

Línea Reque 2L2-6 1411 1429 1449 1520 846,6 857,4 869,4 912,0 729 846,6 4,23

* Ajuste siguiendo los lineamientos del COES en los numerales 2.9.1 y 4.5.3

8.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA

8.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)




Tabla 21: Ajustes función 51/50 – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV


AJUSTE (ASec)

CRITERIO DE AJUSTE


Modo de operación No direccional No direccional NA

Arranque 904,08 4,52 IArranque = 1,3 × Inominal del

transformador

Dial 0,11 0,11 Coordinación selectiva

protecciones adyacentes

Curva IEC Normal

Inversa

IEC Normal

Inversa

Coordinación selectiva


Arranque (Ie>) 3501 17,51 IArranque = 1,5 × Icc3F aporte

Retardo 0,12 s 0,12 s

Este elemento permitirá

despejes rápidos ante fallas

en bornes primarios del

transformador

8.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N)






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Tabla 22: Ajustes función 51N – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV


AJUSTE (ASec)

CRITERIO DE AJUSTE


Modo de operación No direccional No direccional NA

Arranque 120 0,30 IArranque = 120 Aprim

Dial 0,42 0,42 Coordinación selectiva


Curva IEC Normal

Inversa

IEC Normal

Inversa

Coordinación selectiva


Arranque (Ie>) 3160 7,9

IArranque = corriente residual

de aporte ante una falla

bifásica a tierra franca al

50% de la línea Reque –

Chiclayo 220 kV vista por el

relé de la protección del

transformador.

Retardo 0,5 s 0,5 s

Este elemento permitirá

garantizar la selectividad

con los sobrecorrientes

direccionales ubicados en

las líneas asociadas a la

subestación Reque 220 kV.

8.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE

8.3.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)

Protección de sobrecorriente de fases tiempo inverso (51)

Se recomienda ajustar el arranque de esta función al 120% de la capacidad nominal del transformador de corriente, por tanto:

Ipick-up=1,2 x 625 A = 750 A

El tipo de curva seleccionada es Normal Inverse IEC. El dial se calculó (0,25) para que ante falla trifásica al 99% de la línea

Reque - Guadalupe 1 y 2 desde Reque, esta característica opere en 1,3 s, para una corriente de fase de 2768,27 A. Este

tiempo de operación permite coordinar con las funciones 67N y 21 del relé multifuncional de línea, además de la función

87B.

Protección de sobrecorriente de fases de tiempo definido (50)

El arranque de esta característica se calculó como el 90% del aporte de corriente por el acople ante falla trifásica al 1% de la

línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (desde Reque) en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito, por lo tanto:

Ipick-up=0,9 x 4697 A = 4227 A

Este arranque solo permitirá despejar fallas trifásicas francas al 1% de las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 convergentes a la

subestación, ya que el aporte que se presenta en estas líneas es considerablemente mayor a la corriente vista por las

protecciones de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque – Eten 220 kV.



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El tiempo de operación se recomienda ajustar en 30 ciclos (0,5 s).

8.3.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N)

Protección de sobrecorriente de tierra tiempo inverso (51N)

Se recomienda ajustar el arranque de esta función al 40% de la corriente nominal del transformador de corriente, por tanto:

Ipick-up=0,4 x 625 A = 250 A

El tipo de curva seleccionada es Normal Inverse IEC. El dial se calculó (0,36) para que ante falla a tierra al 99% de la línea

Reque - Guadalupe 1 y 2 desde Reque, esta característica opere en 1,3 s para una corriente residual de 1608,77 A. Este

tiempo de operación permite coordinar con las funciones 67N y 21 del relé multifuncional de línea, además de la función

87B.

Protección de sobrecorriente de tierra de tiempo definido (50N)

El arranque de esta característica se calculó como el 90% del aporte de corriente por el acople ante falla bifásica a tierra al 1%

de la línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (desde Reque) en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito, por lo tanto:

Ipick-up=0,9 x 4940 A = 4446 A

Este arranque solo permitirá despejar fallas a tierra francas al 1% de las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 convergentes a la

subestación, ya que el aporte que se presenta en estas líneas es considerablemente mayor a la corriente vista por las

protecciones de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque – Eten 220 kV.

El tiempo de operación se recomienda ajustar en 30 ciclos (0,5 s).

NOTA: Los ajustes de la función de sobrecorriente direccional de tierra 67N y 67NCD indicados para la protección de la línea

Reque – Eten 220 kV extremo Reque, deberán programarse como un grupo de ajustes adicional en la protección del acople.

8.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES

8.4.1 Función diferencial de barras (87B)

De acuerdo con los criterios definidos en el numeral 7.4.2.1, los ajustes recomendados, se muestran en la Tabla 23.

Tabla 23: Ajustes esenciales función diferencial de barras (87B) unidad centralizada relé MiCOM P741

Parámetro Rango Ajuste Comentario

DIFF BUSBAR PROT (Phase differential)

CZ Parameters

Phase slope kCZ 0 – 90 % 65 % Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial afectado por la

zona de verificación.

IDCZ>2 Current 50 A – 30 kA 552 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento

diferencial afectado por la zona de verificación.

Zone Parameters

Phase slope k2 20 – 90 % 65% Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial afectado por

todas las zonas de discriminación.



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Parámetro Rango Ajuste Comentario

ID>2 Current 50 A – 30 kA 552 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento

diferencial afectado por todas las zonas de discriminación.

Common

ID>1 Current 10 – 500 A 80 A Ajuste para la característica de monitoreo de falla en el circuito de

fases para el mínimo arranque.

Phase slope k1 0 – 50 % 10 % Ajuste del ángulo de pendiente para la característica de monitoreo de

falla en el circuito de fases.

ID>1 Alarm Timer 0,0 – 600,0 s 5,0 Ajuste para el retardo de tiempo operativo de monitoreo de falla en el

circuito de fases.

DIFF BUSBAR PROT (Sensitive Earth fault)

Diff Earth Fault Enabled - Disabled Disabled

Habilita la función de protección diferencial de tierra. Cuando se

activa, las siguientes funciones son accesibles. Esta función no se

habilita ya que la función de fases detecta fallas monofásicas hasta de

100 Ohm.

IBiasPh>Cur. 50 A – 30 kA 2000 A Determina la característica de bloqueo del elemento de falla a tierra.

CZ Parameters

Earth Slope kNCZ 0 – 90 % 60 % Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial de tierra

afectado por la zona de verificación.

IDNCZ>2 Current 10 A – 30 kA 1250 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento

diferencial de tierra afectado por la zona de verificación.

Zone Parameters

Phase slope kN2 20 – 90 % 85% Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial de tierra

afectado por todas las zonas de discriminación.

IDN>2 Current 50 A – 30 kA 1000 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento

diferencial de tierra afectado por todas las zonas de discriminación.

Common

IDN>1 Current 10 – 500 A 100 A Ajuste para la característica de monitoreo de falla en el circuito de

neutro para el mínimo arranque.

Earth slope kN1 0 – 50 % 25 % Ajuste del ángulo de pendiente para para la característica de

monitoreo de falla en el circuito de neutro.

IDN>1 Alarm Timer 0,0 – 600,0 s 5,0 Ajuste para el retardo de tiempo operativo de monitoreo de falla en el

circuito de neutro.

Verificación de los ajustes de la función diferencial de barras

A continuación se procede a verificar los ajustes definidos para la función diferencial de barras de la subestación Reque

220 kV a partir de los resultados de las simulaciones de fallas internas y externas a las líneas y el posterior procesamiento de

los resultados obtenidos según las características de operación del relé.

Tabla 24: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas internas, demanda mínima

Tipo

de

falla

Rf

(Ω)

REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN Error Error

GUA<, CHI<, ETE< GUA>, CHI>, ETE>

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

1F 0 0,855 67,884 0,855 67,884 0,903 67,835 0,903 67,835 2,843 76,782 6,023 6,041 6,657 6,677

10 0,677 89,996 0,677 89,996 0,695 91,253 0,695 91,253 2,641 101,648 5,092 5,116 5,628 5,654



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Tipo

de

falla

Rf

(Ω)

REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN Error Error


Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

25 0,424 107,46 0,424 107,46 0,411 110,913 0,411 110,913 2,081 123,614 3,535 3,563 3,907 3,939

50 0,215 113,987 0,215 113,987 0,179 121,571 0,179 121,571 1,519 139,352 2,154 2,192 2,381 2,422

100 0,082 94,606 0,082 94,606 0,028 87,072 0,028 87,072 1,095 150,264 1,166 1,249 1,288 1,381

3F

0 0,887 66,108 0,887 66,108 0,751 67,14 0,751 67,14 2,296 77,601 5,270 5,293 5,824 5,851

10 0,732 86,171 0,732 86,171 0,594 88,097 0,594 88,097 2,218 99,932 4,597 4,627 5,081 5,114

25 0,489 103,895 0,489 103,895 0,365 107,18 0,365 107,18 1,851 121,282 3,348 3,381 3,700 3,737

50 0,263 113,197 0,263 113,197 0,16 118,229 0,16 118,229 1,41 137,701 2,104 2,143 2,325 2,369

100 0,105 103,09 0,105 103,09 0,024 70,675 0,024 70,675 1,046 149,375 1,156 1,239 1,278 1,369

Tabla 25: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas externas, demanda máxima

Ubicación

Tipo

de

falla

Rf

(Ω)

REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN

Error Error


Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

REQ - GDP 1 1% 1F

0 6,218 -113,353 0,846 64,586 1,261 63,396 1,261 63,396 2,86 70,125 0,000 11,824 0,000 13,068

10 5,081 -86,789 0,654 88,285 0,931 89,639 0,931 89,639 2,578 97,039 0,001 9,666 0,001 10,684

25 3,405 -65,401 0,402 104,876 0,525 110,551 0,525 110,551 1,966 118,744 0,001 6,482 0,001 7,164

50 2,061 -51,066 0,212 109,65 0,221 124,099 0,221 124,099 1,424 133,257 0,000 3,932 0,001 4,346

100 1,143 -41,021 0,096 94,101 0,021 132,142 0,021 132,142 1,037 142,999 0,001 2,202 0,001 2,434

REQ - GDP 2 1% 1F

0 0,846 64,586 6,218 -113,353 1,261 63,396 1,261 63,396 2,86 70,125 0,000 11,824 0,000 13,068

10 0,654 88,285 5,081 -86,789 0,931 89,639 0,931 89,639 2,578 97,039 0,001 9,666 0,001 10,684

25 0,402 104,876 3,405 -65,401 0,525 110,551 0,525 110,551 1,966 118,744 0,001 6,482 0,001 7,164

50 0,212 109,65 2,061 -51,066 0,221 124,099 0,221 124,099 1,424 133,257 0,000 3,932 0,001 4,346

100 0,096 94,101 1,143 -41,021 0,021 132,142 0,021 132,142 1,037 142,999 0,001 2,202 0,001 2,434

REQ - CHIC 1 1% 1F

0 0,883 64,709 0,883 64,709 5,931 -113,06 1,256 63,392 2,916 69,821 0,000 11,276 0,000 12,462

10 0,68 88,868 0,68 88,868 4,887 -86,497 0,922 90,025 2,617 97,137 0,001 9,297 0,001 10,275

25 0,417 105,668 0,417 105,668 3,314 -65,604 0,515 111,019 1,983 118,932 0,001 6,314 0,001 6,978

50 0,219 110,67 0,219 110,67 2,055 -52,268 0,214 124,516 1,43 133,377 0,000 3,930 0,000 4,344

100 0,099 95,905 0,099 95,905 1,198 -44,024 0,016 133,231 1,039 143,047 0,001 2,328 0,001 2,574

REQ - CHIC 2 1% 1F

0 0,883 64,709 0,883 64,709 1,256 63,392 5,931 -113,06 2,916 69,821 0,000 11,276 0,000 12,462

10 0,68 88,868 0,68 88,868 0,922 90,025 4,887 -86,497 2,617 97,137 0,001 9,297 0,001 10,275

25 0,417 105,668 0,417 105,668 0,515 111,019 3,314 -65,604 1,983 118,932 0,001 6,314 0,001 6,978

50 0,219 110,67 0,219 110,67 0,214 124,516 2,055 -52,268 1,43 133,377 0,000 3,930 0,000 4,344

100 0,099 95,905 0,099 95,905 0,016 133,231 1,198 -44,024 1,039 143,047 0,001 2,328 0,001 2,574

REQ - ETE 1% 1F

0 0,886 64,714 0,886 64,714 1,292 63,496 1,292 63,496 4,356 -116,008 0,000 8,276 0,000 9,148

10 0,682 88,937 0,682 88,937 0,95 90,204 0,95 90,204 3,263 -90,326 0,001 6,201 0,001 6,853

25 0,417 105,756 0,417 105,756 0,533 111,236 0,533 111,236 1,898 -71,172 0,000 3,608 0,000 3,988

50 0,22 110,757 0,22 110,757 0,224 124,789 0,224 124,789 0,88 -62,159 0,001 1,680 0,001 1,856



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Ubicación

Tipo

de

falla

Rf

(Ω)

REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN

Error Error


Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Mag

(kA)

Ang

(°)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

Idiff

(kA)

Ibias

(kA)

100 0,099 95,998 0,099 95,998 0,022 134,498 0,022 134,498 0,233 -77,338 0,001 0,451 0,001 0,499

REQ - GDP 1 1% 3F

0 5,592 -113,152 0,896 63,349 1,214 64,544 1,214 64,544 2,275 70,687 0,002 10,631 0,002 11,751

10 4,671 -88,293 0,711 85,685 0,921 89,208 0,921 89,208 2,129 95,882 0,000 8,885 0,000 9,821

25 3,228 -67,146 0,455 102,669 0,541 110,116 0,541 110,116 1,704 117,305 0,001 6,146 0,001 6,792

50 1,992 -52,288 0,247 109,413 0,239 124,818 0,239 124,818 1,283 132,261 0,001 3,800 0,001 4,200

100 1,117 -41,682 0,112 98,676 0,033 140,306 0,033 140,306 0,966 142,431 0,001 2,148 0,001 2,374

REQ - GDP 2 1% 3F

0 0,896 63,349 5,592 -113,152 1,214 64,544 1,214 64,544 2,275 70,687 0,002 10,631 0,002 11,751

10 0,711 85,685 4,671 -88,293 0,921 89,208 0,921 89,208 2,129 95,882 0,000 8,885 0,000 9,821

25 0,455 102,669 3,228 -67,146 0,541 110,116 0,541 110,116 1,704 117,305 0,001 6,146 0,001 6,792

50 0,247 109,413 1,992 -52,288 0,239 124,818 0,239 124,818 1,283 132,261 0,001 3,800 0,001 4,200

100 0,112 98,676 1,117 -41,682 0,033 140,306 0,033 140,306 0,966 142,431 0,001 2,148 0,001 2,374

REQ - CHIC 1 1% 3F

0 0,93 63,489 0,93 63,489 5,352 -113,231 1,2 64,628 2,301 70,536 0,000 10,177 0,000 11,249

10 0,737 86,09 0,737 86,09 4,514 -88,552 0,906 89,5 2,148 95,945 0,000 8,590 0,000 9,494

25 0,471 103,226 0,471 103,226 3,163 -67,928 0,528 110,462 1,712 117,419 0,000 6,028 0,000 6,662

50 0,256 110,178 0,256 110,178 2,001 -54,024 0,23 125,167 1,287 132,335 0,001 3,829 0,001 4,232

100 0,116 100,168 0,116 100,168 1,178 -45,156 0,028 142,293 0,967 142,461 0,001 2,285 0,001 2,525

REQ - CHIC 2 1% 3F

0 0,93 63,489 0,93 63,489 1,2 64,628 5,352 -113,23 2,301 70,536 0,000 10,177 0,000 11,249

10 0,737 86,09 0,737 86,09 0,906 89,5 4,514 -88,552 2,148 95,945 0,000 8,590 0,000 9,494

25 0,471 103,226 0,471 103,226 0,528 110,462 3,163 -67,928 1,712 117,419 0,000 6,028 0,000 6,662

50 0,256 110,178 0,256 110,178 0,23 125,167 2,001 -54,024 1,287 132,335 0,001 3,829 0,001 4,232

100 0,116 100,168 0,116 100,168 0,028 142,293 1,178 -45,156 0,967 142,461 0,001 2,285 0,001 2,525

REQ - ETE 1% 3F

0 0,932 63,5 0,932 63,5 1,233 64,68 1,233 64,68 4,33 -115,828 0,000 8,227 0,000 9,093

10 0,738 86,14 0,738 86,14 0,933 89,591 0,933 89,591 3,341 -91,934 0,000 6,349 0,001 7,017

25 0,471 103,29 0,471 103,29 0,546 110,567 0,546 110,567 2,031 -72,802 0,001 3,862 0,001 4,268

50 0,256 110,243 0,256 110,243 0,241 125,263 0,241 125,263 0,985 -62,476 0,000 1,880 0,001 2,078

100 0,116 100,239 0,116 100,239 0,034 141,227 0,034 141,227 0,287 -70,803 0,000 0,558 0,000 0,616



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HOJA

54/79

Figura 26: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas internas



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HOJA

55/79

Figura 27: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas externas

8.4.2 Zona muerta campo de acople 220 kV

Para calcular el ajuste, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en la barra de Reque con una resistencia de falla de 5 Ω en el escenario

de mínimos niveles de cortocircuito para determinar la mínima corriente de falla en la subestación. Se toma el 60% del menor

valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima del umbral de fases y tierra. En la Tabla 26 se muestra

el ajuste de la zona muerta del campo de acople.

Tabla 26: Ajuste zona muerta de acople subestación Reque 220 kV

Elemento

Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A] Corriente Nominal

[A]

UMBRAL EN FASES UMBRAL EN TIERRA

3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ Criterio Ajuste

[A] Criterio

Ajuste

[A]

Barra Reque

220 kV 5260 4682 5613 5939 3156,0 2809,2 3367,8 3563,4 625 120 % In CT 750 40 % In CT 250

8.4.3 Función falla interruptor (50BF)

La lógica del relé MiCOM P741 para la función 50BF se basa en las órdenes de disparo enviadas por las protecciones de la

celda al interruptor. Cuando una de las protecciones de la celda emite una orden de disparo al interruptor, ésta se repite a la

protección de falla interruptor, con lo cual arranca un temporizador en la misma (t1). Dicho temporizador cuenta en tanto

continúe circulando corriente por los contactos principales del interruptor, es decir, mientras haya un comando de disparo

activo y exista circulación de corriente por el relé 50BF. En condiciones normales, el interruptor se abrirá para interrumpir la



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corriente de falla, con lo cual se detendrá el temporizador t1 de la función 50BF. En caso de que el comando de disparo no

sea ejecutado por el interruptor (condición de falla interruptor), el temporizador llega hasta el límite de tiempo ajustado, tras

lo cual la protección de falla interruptor emite orden de re-disparo sobre este mismo interruptor (etapa 1). En caso contrario,

finalmente se enviará orden de disparo a todos los interruptores adyacentes y al interruptor propio (etapa 2), interrumpiendo

de esta forma la corriente de falla.

Nota: Las ordenes de disparo por etapa 1 y etapa 2 de la función de falla interruptor deberán ser efectuadas simultáneamente

sobre las dos bobinas de apertura de los interruptores.

Los disparos por etapas 1 y 2 del 50BF se efectúan definitivos trifásicos sobre ambas bobinas de los interruptores respectivos.

Para calcular el ajuste del relé de falla interruptor para las líneas de transmisión, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en el extremo

remoto con una resistencia de falla de 50 Ω para determinar la mínima corriente de falla vista por el relé en la subestación

local. Se toma el 60% del menor valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima de la corriente

nominal de la línea (se propone el umbral de 110% de la corriente nominal de la línea). En la Tabla 27 se muestra el ajuste del

arranque de la función falla interruptor.

Tabla 27: Ajuste arranque falla interruptor subestación Reque 220 kV

Campo Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A] Corriente

Nominal [A]

I AJUSTE (Ver *) I AJUSTE (Ver **)

3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ I [Aprim] I [I/Ino] I [Aprim] I [I/Ino]

Línea Guadalupe 1

L-2236 625 713 566 557 375 427,8 339,6 334,2 400 440 0,70 334,2 0,53

Línea Guadalupe 2

L-2237 625 713 566 557 375 427,8 339,6 334,2 400 440 0,70 334,2 0,53

Línea Chiclayo

Oeste 1 L-2296 907 1080 841 860 544,2 648 504,6 516 400 504,6 0,81 504,6 0,81

Línea Chiclayo

Oeste 2 L-2297 907 1080 841 860 544,2 648 504,6 516 400 504,6 0,81 504,6 0,81

Línea Eten 2L2-6 811 1177 732 716 486,6 706,2 439,2 429,6 729 801,9 1,28 429,6 0,69

Acople de Barras N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 625 687,5 1,10 687,5 1,10

* Ajuste siguiendo los lineamientos del COES en los numerales 2.9.1 y 4.5.3.

** Ajuste a la mínima corriente de falla, es posible que ante condiciones normales del sistema, el parámetro de corriente de arranque de la función 50BF

supere el umbral recomendado en los casos donde se observó que la corriente de falla es menor a la corriente nominal de las líneas, es decir este parámetro

se encontrará activo en la lógica de 50BF

8.5. ANÁLISIS DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE

A continuación, se muestra el análisis de la protección de sobrecorriente con los ajustes recomendados en el presente estudio.

Se analizó a partir de la tabla de tiempos presentada en el Anexo 4 (escenario de máximos niveles de cortocircuito).

8.5.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque


La función direccional de corriente (67N), será el respaldo de la protección diferencial de línea (87L), en caso de pérdida de

canal de comunicaciones o fallas de alta impedancia.

Con los ajustes recomendados en el presente estudio, durante fallas a tierra francas (monofásicas y bifásicas) a lo largo de

toda la línea Reque – Eten 2L2-6 220 kV (desde Reque), se tienen despejes rápidos en el extremo local (Reque 220 kV)

permitiendo una adecuada coordinación con las líneas adyacentes, y además actúa como respaldo de la protección de

sobrecorriente del transformador GSU.



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8.5.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten


La función direccional de corriente (67N), será el respaldo de la protección diferencial de línea (87L), en caso de pérdida de

canal de comunicaciones o fallas de alta impedancia.

Con los ajustes recomendados en el presente estudio, se tiene una adecuada coordinación con las líneas adyacentes.

9. AJUSTES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES

En primer lugar se procederá a presentar los ajustes existentes de las funciones de distancia y de sobrecorriente en el área de

influencia del Proyecto Ampliación 14, Subestación Reque 220 kV, posteriormente se presentará en el Anexo 4 las

verificaciones de los tiempos de operación para dichos ajustes.

9.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV

9.1.1 Línea Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV

Tabla 28: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237)

220 kV, extremo Reque

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time

(Forward)

Reque 220 kV Reque – Guadalupe

1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve 3I0> Pickup

T 3I0> Time

Dial

120 A 0,25 sec Normal

Inverse 1625 A 0,25 sec

9.1.2 Línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV

Tabla 29: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297)



(Forward)

Reque 220 kV Reque – Chiclayo

Oeste 1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial





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9.2. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV

9.2.1 Línea Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV

Tabla 30: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297)

220 kV, extremo Chiclayo Oeste


(Forward)

Chiclayo Oeste

220 kV

Chiclayo Oeste –

Reque 1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.2.2 Línea Chiclayo Oeste – La Niña 220 kV

Tabla 31: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo

Chiclayo Oeste


(Forward)

Chiclayo Oeste

220 kV

Chiclayo Oeste –

La Niña

PL1-SEL421

PL2-SEL421 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.2.3 Línea Chiclayo Oeste – Piura Oeste 220 kV

Tabla 32: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV,

extremo Chiclayo Oeste


(Forward)

Chiclayo Oeste

220 kV

Chiclayo Oeste –

Piura Oeste

PL1-7SA612

PL2-7SA522 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.2.4 Línea Chiclayo Oeste – Carhuaquero 220 kV

Tabla 33: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV,

extremo Chiclayo Oeste

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward)

Chiclayo Oeste 220 kV Chiclayo Oeste – Carhuaquero PL1-7SA612

PL2-7SA522 300/1 A

3I0p Pickup 3I0p Time Dial IEC Curve

120 A 0,15 sec Normal Inverse



REFERENCIA ALSTOM

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A CÓDIGO REP

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HOJA

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9.2.5 Transformador T93-261 220 kV

Tabla 34: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T93-261 220 kV

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT

Chiclayo Oeste

220 kV

T93-

261

PL1-RET670

400/1 A

I>

Pickup T I> Time Dial

IE>

Pickup T IE> Time Dial

2400 A 0,05 sec 1900 A 0,05 sec

FASE IDMT TIERRA IDMT

Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse




Chiclayo Oeste

220 kV

T16-

260

PL1-7UT633

200/1 A

I>


IE>


1828 A 0,1 sec 1828 A 0,1 sec


Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse




Chiclayo Oeste

220 kV

T14-

260

PL1-7UT633

200/1 A

I>


IE>


1828 A 0,1 sec 1828 A 0,1 sec


Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse



REFERENCIA ALSTOM

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A CÓDIGO REP

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HOJA

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9.3. SUBESTACIÓN LA NIÑA 220 KV

Tabla 37: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo

La Niña


(Forward)

La Niña

220 kV

La Niña – Chiclayo

Oeste

PL1-7SA612

PL2-7SA612 400/1A

3I0p

Pickup

3I0p Time


T 3I0> Time

Dial

120 A 0,14 sec Very


9.4. SUBESTACIÓN PIURA OESTE 220 KV

Tabla 38: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV,

extremo Piura Oeste


(Forward)

Piura Oeste

220 kV

Piura Oeste –

Chiclayo Oeste

PL1-7SA612

PL2-7SA612 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.5. SUBESTACIÓN CARHUAQUERO 220 KV

Tabla 39: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV,

extremo Carhuaquero


(Forward)

Carhuaquero

220 kV

Carhuaquero –

Chiclayo Oeste

PL1-REL670

PL2-REL670 300/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.6. SUBESTACIÓN TRUJILLO NORTE 220 kV

Línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 y 2 220 kV

Tabla 40: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV,

extremo Trujillo Norte

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time

(Forward)

Tierra 3I0 Definitve

Time (Forward)

Trujillo Norte

220 kV

Trujillo Norte -

Guadalupe 1

PL1-7SA612

PL2-7SA522 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p

Time

Dial

IEC Curve 3I0>

Pickup

T 3I0>

Time Dial





REFERENCIA ALSTOM

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REV.

A CÓDIGO REP

PE-AM14-ETEN-D066

HOJA

61/79


extremo Trujillo Norte


(Forward)


Time (Forward)

Trujillo Norte

220 kV

Trujillo Norte -

Guadalupe 2

PL1-PL2

REL670 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p

Time

Dial

IEC Curve 3I0>

Pickup

T 3I0>

Time Dial



9.7. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV

9.7.1 Línea Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV

Tabla 42: Ajustes actuales función distancia línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC TT AJUSTES

(Ω Prim)

ZONA

1

ZONA

2

ZONA

3

ZONA

1B

ZONA 4

(REVERSA)

ZONA

5

Guadalupe

220 kV

Guadalupe

– Reque 1

PL1-7SA612

PL2-7SA612 600/1 A

220 kV

/ 100 V

X 27,23 37,16 45,76 37,16 6,41 52,76

X(-) - - - - - 52,76

R 54,46 54,46 91,52 54,46 12,81 98,52

RE 54,46 54,46 91,52 54,46 12,81 98,52

α(°) 0 - - - - -

Ko Mag 0,553 0,553 0,553 0,553 0,553 0,553

Ko Ang

(°) -8,96 -8,96 -8,96 -8,96 -8,96 -8,96

T(s) 0 0,4 1 0 1,5 oo

Tabla 43: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo

Guadalupe


(Forward)

Guadalupe

220 kV

Guadalupe –

Reque 1

PL1-7SA612

PL2-7SA612 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time


T 3I0> Time

Dial



Tabla 44: Ajustes actuales función de distancia línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo

Guadalupe


(Ω Prim)

ZONA

1

ZONA

2

ZONA

3

ZONA 4

(REVERSA)

ZONA 5

(REVERSA)

Guadalupe

220 kV

Guadalupe

– Reque 2

PL1-PL2

REL670 600/1 A

220

kV /

X1PP 27,24 37,18 45,76 6,41 OFF

R1PP 4,84 6,60 8,14 1,13 OFF



REFERENCIA ALSTOM

60-ETEN-PRB-2256-PE

REV.

A CÓDIGO REP

PE-AM14-ETEN-D066

HOJA

62/79


(Ω Prim)

ZONA

1

ZONA

2

ZONA

3

ZONA 4

(REVERSA)

ZONA 5

(REVERSA)

100 V RFPP 81,69 91,67 137,28 19,22 OFF

t1PP(s) 0 0,4 1 1,5 OFF

X0PE 70,62 96,36 118,65 4,53 OFF

R0PE 19,8 27,02 33,26 1,27 OFF

RFPE 81,69 91,67 137,28 19,22 OFF

t1PE(s) 0 0,4 1 1,5 OFF


Guadalupe

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve

Time (Forward)

Guadalupe

220 kV

Guadalupe –

Reque 2

PL1-PL2

REL670 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p

Time Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



9.7.2 Línea Guadalupe – Trujillo Norte 1 y 2 220 kV


extremo Guadalupe

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward)

Guadalupe 220 kV Trujillo Norte - Guadalupe 1 PL1-7SA612

PL2-7SA522 600/1 A

3I0p Pickup 3I0p Time Dial IEC Curve

120 A 0,16 sec Normal Inverse


extremo Guadalupe


(Forward)


Time (Forward)

Guadalupe

220 kV

Trujillo Norte -

Guadalupe 2

PL1-PL2

REL670 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p

Time

Dial

IEC Curve 3I0>

Pickup

T 3I0>

Time Dial





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REV.

A CÓDIGO REP

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Guadalupe

220 kV

T92-

261

PL1-

RET670 300/1 A

I>


IE>


999 A 0,05 sec 999 A 0,05 sec


Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse




Guadalupe

220 kV

T17-

261

PL1-

7UT633 100/1 A

I>


IE>


1016 A 0,1 sec 1016 A 0,1 sec


Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse




Guadalupe

220 kV

T13-

261

PL1-

RET670 100/1 A

I>


IE>


1016 A 0,1 sec 1016 A 0,1 sec


Ip

Pickup

T Ip Time

Dial IEC Curve

IEp

Pickup

T IEp Time

Dial IEC Curve



Normal

Inverse



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10. VERIFICACIÓN Y AJUSTES RECOMENDADOS DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN

EXISTENTES EN EL ÁREA DE INFLUENCIA

10.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV

Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV (extremo Reque) y Reque

– Guadalupe 1 y 2 220 kV (extremo Reque), se observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten

220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 51 y Tabla 52:

Tabla 51: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237)



(Forward)

Reque 220 kV Reque – Guadalupe

1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time


T 3I0> Time

Dial



Tabla 52: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-

2297) 220 kV, extremo Reque


(Forward)

Reque 220 kV Reque – Chiclayo

Oeste 1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



10.2. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV

Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV (extremo Guadalupe), se

observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar

las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 53 y Tabla 54:


Guadalupe


(Forward)

Guadalupe

220 kV

Guadalupe –

Reque 1

PL1-7SA612

PL2-7SA612 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time


T 3I0> Time

Dial





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Guadalupe

SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve

Time (Forward)

Guadalupe

220 kV

Guadalupe –

Reque 2

PL1-PL2

REL670 600/1 A

3I0p

Pickup

3I0p

Time Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial



10.3. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV

Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV (extremo Chiclayo Oeste),

se observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar

las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 55:

Tabla 55: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-

2297) 220 kV, extremo Chiclayo Oeste


(Forward)

Chiclayo Oeste

220 kV

Chiclayo Oeste –

Reque 1 y 2

PL1-SEL411L

PL2-SEL411L 625/1 A

3I0p

Pickup

3I0p Time

Dial IEC Curve

3I0>

Pickup

T 3I0> Time

Dial





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11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Con el estudio realizado, se determinaron los ajustes de las funciones de protección para los diferentes dispositivos ubicados

en las bahías de línea y barras de la subestación Reque 220 kV y la bahía de línea Reque en la subestación Eten. Asimismo, se

verificó por medio de simulaciones, su selectividad y seguridad, garantizando una vez sean implementados y debidamente

probados, la operación adecuada del esquema de protecciones, tanto ante fallas en la subestación Reque 220 kV y

Eten 220 kV, como en las subestaciones del área de influencia.

Con los ajustes recomendados para la función de sobrecorriente en el lado de alta tensión del transformador GSU se observó

una adecuada selectividad con las protecciones adyacentes, ya que ante fallas trifásicas y monofásicas francas y de alta

impedancia (hasta 5 ohm) en bornes del lado de alta tensión del transformador se obtuvo un tiempo de operación de 120 ms.

También, se garantiza una adecuada selectividad con las protecciones adyacentes ubicadas en las líneas Reque – Guadalupe

1 y 2 220 kV y Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV, ante fallas trifásicas y monofásicas que se presenten en estas líneas.

Una vez realizados los análisis se obtuvo que los ajustes actuales de la función de protección distancia en la línea Guadalupe

– Reque 1 y 2 220 kV (extremo Guadalupe) son selectivos con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, ya que ante una

falla en el lado de baja tensión del transformador GSU no se presentó incursión en zona 2 y zona 3, y ante fallas monofásicas

y trifásicas francas en el lado de alta tensión opera la zona 3 (1 s), coordinando con la protección de sobrecorriente del lado

de alta del transformador (120 ms).

Para fallas en las líneas Reque - Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV al 50% de la línea, se garantiza selectividad con las protecciones

adyacentes en caso de que la función principal (87L) y el esquema de teleprotección (67NCD) no operen, hasta fallas de alta

impedancia de RFalla ≤ 6 ohm.

Al realizar las verificaciones para la función de sobrecorriente de tierra (67N), ante fallas monofásicas en la zona de influencia

sistema bajo estudio en las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV, Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque –

Eten 220 kV, se observó la operación secuencial de las protecciones, ya que opera inicialmente el extremo más fuerte en la

etapa de tiempo definido de la función de sobrecorriente (250 ms) y por su parte, el extremo débil, logra detectar esta falla en

la etapa de tiempo inverso (en tiempos similares a las protecciones adyacentes). Posterior a la apertura del interruptor en el

extremo fuerte, se acelera el disparo en el extremo débil operando en 250 ms la etapa de tiempo definido 67N,

garantizándose así una adecuada selectividad entre las protecciones ubicadas en el área de influencia del estudio.

Si se decide hacer modificaciones sobre los ajustes actuales de los dispositivos asociados a las bahías de línea de la

subestación Reque 220 kV y sus extremos remotos, se debe verificar primero que los ajustes en sitio correspondan a los

expuestos en este documento.

Se recomienda la realización de pruebas secundarias de inyección a los relés de protección para verificar su adecuada

operación con los ajustes propuestos en este documento, y además durante estas pruebas se debe verificar la operación de las

funciones diferencial de línea (ANSI 87L) y diferencial de barras (ANSI 87B) ante fallas internas y su estabilidad ante fallas

externas, considerando diferentes tipos de fallas (trifásicas, bifásicas y monofásicas de alta impedancia).



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REFERENCIAS

[1] COES SINAC (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional). “Criterios de Ajuste y

Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN”, marzo de 2008.

[2] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D090_50-ETEN-PVD-0090-PC. “Flujo de Cargas”.

[3] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D091_50-ETEN-PVD-0091-PC. “Estudio de Cortocircuito”.

[4] HMV Ingenieros Ltda. Plano No. PE-AM14-ETEN-K005_10-ETEN-ACS-0104-SC. “Diagrama Unifilar”.

[5] HMV Ingenieros Ltda. Planos No. PE-AM14-ETEN-K002_10-ETEN-ACS-0101-SC. Rev. B. “Diagramas de

Principio”.

[6] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D040_10-ETEN-ACS-0061-FC. “Memoria de cálculo

cargabilidad de transformadores de medida”.

[7] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D067_10-ETEN-ACS-0060-FC. “Memoria de cálculo de

conductores y barrajes”.

[8] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-TRU-D066_60-TRU-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de

Protecciones”.

[9] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-REQ-D066_60-REQ-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de

Protecciones”.

[10] COES, Estudio de Coordinación de las Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, ECP 2010.

[11] SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC. SEL 411L. Advanced Line Differential Protection, Automation

and Control System, Instruction Manual.

[12] SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC. Digital Communications for Power System Protection: Security,

Availability and Speed.

[13] ALSTOM, MiCOM P741, P742, P743. Technical Manual. Differential Busbar Protection Relay.

ANEXO 1 Esquema de protección de la línea

subestación Reque 220 kV

ANEXO 2 Esquema de protección de línea

subestación Eten 220 kV

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a VWYZ[\ _]aUXB53'56B3N733B7376B3595973373565N933'76 '7=6$3%R"';8$9'%R73G"G='G3NG9G"bcdAefg hijklmnojpq krcssteuscufsiklsN393$56%Rmftcmlevnwdhettp q 73G"GBG6B@G==G73G"G@3xG353G6BG"73G"G@'G3BG6BG"R*C,-CKJMC,CD).273G"G@'G3BG6BGR*C,-./J(21/DDC2*yK/.C.)73G"G@'G3BG6BGR*C,-CKJMC,CD).2=)z)'/*+-

ANEXO 3 Esquema de protección bahía de acople

subestación Reque 220 kV

ANEXO 4

Tabla de coordinación funciones de

sobrecorriente en 220 kV (Escenario de

máxima corriente de cortocircuito

FC16AS1) * La tabla se realizó con los ajustes recomendados en el documento

** 50N función de sobrecorriente direccional de tierra de tiempo definido

TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Reque - Eten 220 kV Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV Línea Reque- Guadalupe 2 220 kV

SUBESTACIÓN Reque Eten Reque Guadalupe Reque Guadalupe

PROTECCIÓN SEL 411L SEL 411L

SEL 411L SEL 411L

SEL 411L SEL 411L

Siemens 7SA612 Siemens 7SA522

SEL 411L SEL 411L

REL670 REL670

FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N 67N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N

Elemento Tipo de

falla Impedancia de falla

% de línea

Valor de Cortocircuito en el punto Falla

t t t t t t

[Ω]

(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]

Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV

1ϕ

0

1 7,13 6,52 NO 1,014 0,25 1,003 NO 1,084

50 4,61 2,45 NO 1,355 0,25 0,25 9,043 NO

99 5,58 0,83 NO 1,675 0,882 0,25 0,914 NO

10

1 5,79 5,29 NO 1,08 0,25 1,154 NO 1,262

50 4,07 2,16 NO 1,425 0,25 0,25 23,708 NO

99 4,79 0,71 NO 1,806 0,958 0,25 0,996 NO

Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV

1ϕ

0

1 7,26 6,00 NO 1,014 NO 1,054 NO 1,054

50 6,70 3,60 NO 1,080 NO 1,228 NO 1,228

99 6,87 1,70 NO 1,135 NO 1,370 NO 1,370

10

1 5,87 4,85 NO 1,074 NO 1,226 NO 1,226

50 5,51 2,96 NO 1,152 NO 1,445 NO 1,445

99 5,60 1,38 NO 1,218 NO 1,66 NO 1,66

Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ

0

1 7,28 3,58 0,250 1,014 NO 1,052 NO 1,052

50 7,23 3,33 0,250 1,014 NO 1,101 NO 1,101

99 7,20 3,10 0,250 1,014 NO 1,155 NO 1,155

10

1 5,88 2,89 0,250 1,072 NO 1,222 NO 1,222

50 5,86 2,70 0,250 1,053 NO 1,285 NO 1,285

99 5,86 2,52 0,250 1,034 NO 1,356 NO 1,356

TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV Línea Reque - Chiclayo Oeste 2 220 kV Línea Trujillo Norte - Guadalupe 1 220 kV

SUBESTACIÓN Reque Chiclayo Oeste Reque Chiclayo Oeste Trujillo Norte Guadalupe

PROTECCIÓN SEL 411L SEL 411L

SEL 411L SEL 411L

SEL 411L SEL 411L

SEL 411L SEL 411L



FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N

Elemento Tipo de


% de línea


t t t t t t

[Ω]

(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]


1ϕ

0

1 7,13 6,52 NO 1,044 NO 1,044 1,799 NO

50 4,61 2,45 NO 1,657 NO 1,657 1,042 NO

99 5,58 0,83 NO 2,456 NO 2,456 0,684 NO

10

1 5,79 5,29 NO 1,152 NO 1,152 2,484 NO

50 4,07 2,16 NO 1,818 NO 1,818 1,153 NO

99 4,79 0,71 NO 2,925 NO 2,925 0,742 NO


1ϕ

0

1 7,26 6,00 0,250 1,017 NO 1,044 1,847 NO

50 6,70 3,60 0,250 0,250 3,238 NO 2,623 NO

99 6,87 1,70 0,872 0,250 0,886 NO 3,573 NO

10

1 5,87 4,85 0,250 1,122 NO 1,155 2,598 NO

50 5,51 2,96 0,717 0,777 4,380 NO 4,217 NO

99 5,60 1,38 0,946 0,25 0,962 NO 7,740 NO


0

1 7,28 3,58 NO 1,032 NO 1,032 1,837 NO

50 7,23 3,33 NO 1,066 NO 1,066 2,023 NO

99 7,20 3,10 NO 1,104 NO 1,104 2,255 NO

10

1 5,88 2,89 NO 1,140 NO 1,140 2,581 NO

50 5,86 2,70 NO 1,179 NO 1,179 2,936 NO

99 5,86 2,52 NO 1,222 NO 1,222 3,417 NO

TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Trujillo Norte - Guadalupe 2 220 kV Línea La Niña - Chiclayo Oeste 220 kV Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220 kV

SUBESTACIÓN Trujillo Norte Guadalupe La Niña Chiclayo Oeste Piura Oeste Chiclayo Oeste

PROTECCIÓN REL670 REL670

REL670 REL670


SEL 421 SEL 421



FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N 67N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N

Elemento Tipo de


% de línea


t t t t t t

[Ω]

(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]


1ϕ

0

1 7,13 6,52 2,059 NO 1,078 NO 1,563 NO

50 4,61 2,45 1,126 NO NO NO NO NO

99 5,58 0,83 0,719 NO NO NO NO NO

10

1 5,79 5,29 3,008 NO 1,535 NO 2,744 NO

50 4,07 2,16 1,256 NO NO NO NO NO

99 4,79 0,71 0,783 NO NO NO NO NO


1ϕ

0

1 7,26 6,00 2,122 NO 1,030 NO 1,475 NO

50 6,70 3,60 3,213 NO 0,815 NO 1,132 NO

99 6,87 1,70 4,76 NO 0,605 NO 0,855 NO

10

1 5,87 4,85 3,175 NO 1,468 NO 2,518 NO

50 5,51 2,96 5,972 NO 1,096 NO 1,602 NO

99 5,60 1,38 16,744 NO 0,802 NO 1,114 NO


0

1 7,28 3,58 2,109 NO 1,036 NO 1,486 NO

50 7,23 3,33 2,358 NO 1,162 NO 1,731 NO

99 7,20 3,10 2,678 NO 1,313 NO 2,080 NO

10

1 5,88 2,89 3,150 NO 1,480 NO 2,557 NO

50 5,86 2,70 3,693 NO 1,676 NO 3,309 NO

99 5,86 2,52 4,487 NO 1,922 NO 4,744 NO

TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea La Carhuaquero- Chiclayo Oeste 220 kV Transformador GSU Transformador T93-261 Transformador T16-260

SUBESTACIÓN Carhuaquero Chiclayo Oeste Eten 220 kV Chiclayo Oeste 220 kV Chiclayo Oeste 220 kV

PROTECCIÓN REL670 REL670


T60T RET670 7UT633

FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N/50N 67N 51/51N/50/50N 51/51N/50/50N 51/51N/50/50N

Elemento Tipo de

falla Impedancia

de falla % de línea


t t t - Ikss t - 3Io t t

[Ω]

(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]


1ϕ

0

1 7,13 6,52 0,805 NO 0,658 0,952 0,581 1,063

50 4,61 2,45 1,337 NO 1,453 1,116 0,865 2,432

99 5,58 0,83 2,096 NO 1,831 1,379 1,184 8,329

10

1 5,79 5,29 0,896 NO 0,724 0,952 0,634 1,24

50 4,07 2,16 1,484 NO 1,450 1,174 0,934 3,02

99 4,79 0,71 2,592 NO 1,776 1,487 1,351 NO


1ϕ

0

1 7,26 6,00 0,794 NO 0,647 0,952 0,574 1,042

50 6,70 3,60 0,739 NO 0,745 0,952 0,541 0,944

99 6,87 1,70 0,674 NO 0,790 0,952 0,500 0,834

10

1 5,87 4,85 0,884 NO 0,714 0,952 0,627 1,216

50 5,51 2,96 0,810 NO 0,812 0,952 0,584 1,072

99 5,60 1,38 0,736 NO 0,865 1,003 0,539 0,937


0

1 7,28 3,58 0,796 NO 0,645 0,952 0,575 1,045

50 7,23 3,33 0,824 NO 0,627 0,952 0,592 1,098

99 7,20 3,10 0,855 NO 0,611 0,952 0,610 1,158

10

1 5,88 2,89 0,886 NO 0,711 0,952 0,628 1,220

50 5,86 2,70 0,919 NO 0,690 0,952 0,647 1,288

99 5,86 2,52 0,955 NO 0,669 0,952 0,667 1,367

TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Transformador T14-260 Transformador T92-261 Transformador T13-261 Transformador T17-261

SUBESTACIÓN Chiclayo Oeste 220 kV Guadalupe 220 kV Guadalupe 220 kV Guadalupe 220 kV

PROTECCIÓN 7UT633 RET670 RET670 7UT633

FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 51/51N/50/50N 51/51/50/50N 51/51/50/50N 51/51/50/50N

Elemento t Impedancia de falla % de línea


t t t t

[Ω]

(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s]


1ϕ

0

1 7,13 6,52 1,063 0,76 1,426 1,45

50 4,61 2,45 2,432 0,549 0,988 1

99 5,58 0,83 8,329 0,407 0,713 0,719

10

1 5,79 5,29 1,24 0,892 1,718 1,752

50 4,07 2,16 3,02 0,586 1,064 1,077

99 4,79 0,71 NO 0,432 0,762 0,768


1ϕ

0

1 7,26 6,00 1,042 0,770 1,449 1,473

50 6,70 3,60 0,944 0,911 1,762 1,798

99 6,87 1,70 0,834 1,027 2,035 2,083

10

1 5,87 4,85 1,216 0,909 1,759 1,794

50 5,51 2,96 1,072 1,093 2,195 2,250

99 5,60 1,38 0,937 1,278 2,672 2,754


0

1 7,28 3,58 1,045 0,768 1,444 1,468

50 7,23 3,33 1,098 0,808 1,530 1,557

99 7,20 3,10 1,158 0,852 1,629 1,659

10

1 5,88 2,89 1,220 0,907 1,753 1,788

50 5,86 2,70 1,288 0,958 1,872 1,913

99 5,86 2,52 1,367 1,018 2,013 2,059


ANEXO III





ANEXO III:

ESTUDIO DE PROTECCIONES BLACK START

PLANTA DE RESERVA FRÍADE GENERACIÓN DE ETEN S.A

Wärtsilä Finland Oy

PROYECTO

RESERVA FRÍA ETEN

CONTRATISTA

UTE RESERVA FRÍA ETEN

TÍTULO

Protection Relay Settings

Nº DE DOCUMENTO PROYECTO

RFE-1-MKA-EEC-WRT-001Wärtsilä doc id: DBAC858439 - | Original doc id:

REV 00EDITADO PARA

FECHA 21/02/2014

Daniel Byskata Jukka Salonsaari Thomas Lönngrén

REALIZADO REVISADO APROBADO

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Rev. 00

RFE-1-MKA-EEC-WRT-001

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escrito de COBRA. La única copia controlada de este documento está en el Sistema Informático de Gestión Documental de COBRA.

CONTROL DE MODIFICACIONES

Revisión Fecha Modificaciones

00 - 21/02/2014 For review

W20V34DF GENERATOR RELAY SETTINGS

Generator rating 10550 kVA Engine rating 8630 kWVoltage 6600 V Phase CT primary Amperes 1000 AFrequency 60 Hz PT primary voltage 6600 VEarth fault current 5 A Cable CT primary Ampere 50 A

VAMP 210ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time setting Rev

51 I> 1,12 x In 1034 A 1.03 p.u k 0.2 IEC NI Trip -50 I>> 2,5 x In 2307 A 2.31 p.u t 0.6 s DT Trip -

U> 1,05 x Un 6930 V 1.05 p.u t 30.0 s Alarm -59 U>> 1,12 x Un 7392 V 1.12 p.u t 4.0 s Trip -

U>>> 1,4 x Un 9240 V 1.4 p.u t 2.0 s Trip -

27 U< 0,95 x Un 6270 V 0.95 p.u t 30.0 s Alarm -U<< 0,88 x Un 5808 V 0.88 p.u t 20.0 s Trip -

32 P< -4% x Pn -345 kW -0.03 p.u t 2.0 s Trip -

40 Q1< -30% x Sn -3165 kVAr -0.28 p.u t 2.0 s Trip - ##Q2< -30% x Sn -3165 kVAr -0.28 p.u

46 I2(k1) 20 Trip -

I2(k2) 0.08

49 k) 1,06 x In 978 A 0.98 p.u Trip -

Curve

type

Power Plants

List

-

Daniel Byskata / 05.12.2013Created By:

P/13053 Reserva Fria Eten

Title: DocID: DBAC858439

Revision:

Status: Approved

Sheets: 1

Approved by: Thomas Lönngrén / 21.02.2014

Project:

Description: MV System


Doc Classification: Confidential CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001

Document Classification:

Confidential

Sheet name: Sheet1

Page: 1/2

DocID: DBAC858439 -

Status: Approved

CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001

49 k) 1,06 x In 978 A 0.98 p.u Trip - 60 min

81H f> 1,02 x fn 61.2 Hz t 30 s Alarm -81H f>> 1,1 x fn 66 Hz t 4 s Trip -

81L f< 0,98 x fn 58.8 Hz t 30 s Alarm -

81L f<< 0,95 x fn 57 Hz t 4 s Trip -

67N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.3 s Trip -

Uo> 10% -

51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 1 s DT Trip -

50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.6 s DT Trip -

59N Uo> 10% 381 V 0.1 p.u t 2 s Trip -

Uo>> 20% 762 V 0.2 p.u t 1.2 s Trip -

VAMP 265

87 DI> 25 % Trip -Slope1 25 % -Ibias 3 -Slope2 100 % -

Id>2.harm block 15 % (on) -

DI>> 5 Trip -

''


Confidential

Sheet name: Sheet1

Page: 1/2

DocID: DBAC858439 -

Status: Approved


AUXILIARY TRANSFORMER FEEDER RELAY SETTINGS 1BBA76GS002 / BAA901

Operating voltage 6600 V Busbar PT Primary 6600 VRated frequency 60 Hz voltageAux transformer rating 500 kVA Phase CT primary Amperes 50 A

Cable CT primary Amperes 50 A

VAMP 230ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time delay Rev


51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.8 s DT Trip -

50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.1 s DT Trip -

59 U> 1,12 x Un 7392 V 1.12 p.u t 3 s Trip -27 U< 0,8 x Un 5280 V 0.8 p.u t 10 s Trip -

59N Uo> 10% 381 V 0.1 p.u t 2.5 s Trip -Uo>> 20% 762 V 0.2 p.u t 1.5 s Trip -

81H f> 1,1 x Fn 66 Hz 1.1 p.u t 3.0 s Trip -81L f< 0,95 x Fn 57 Hz 0.95 p.u t 3.0 s Trip -

OUTGOING FEEDER RELAY SETTINGS 1BBA76GS003 / BAO901

Generator rated current 923 A Phase CT primary Amperes 1250 ANo of DG-sets installed 1 pcs Cable CT primary Ampere 50 A% of total ouput on this feeder 100 %

VAMP 50ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time delay Rev


Curve

Type


Confidential

Sheet name: Sheet1

Page: 2/2

DocID: DBAC858439 -

Status: Approved


51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.8 s DT Trip -50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.1 s DT Trip -


Confidential

Sheet name: Sheet1

Page: 2/2

DocID: DBAC858439 -

Status: Approved


1BFT76500 kVA (Secondary) 4 %ZDelta-Wye Solid Grd

Cable_XFR_BS - P

Cable_BS - P

Cable_Acom - P

BLACK_START - POC1GE MultilinF650CT Ratio 1500:5IEC - Curve CPickup = 3,5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,253x = 2,5 s, 5x = 0,833 s, 8x = 0,317 sInst = 25 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,17 s

T60_TA - PGE MultilinT60CT Ratio 1000:5IEC - Curve CPickup = 0,479 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 0,233x = 2,3 s, 5x = 0,767 s, 8x = 0,292 sInst = 4 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 0,2 s

1BFT76InrushMultiplier = 8 xFLA (4573,072 Amps)Duration = 6 Cycles

1BBT5111,5 MVA (Secondary) 13,5 %ZDelta-Wye Resistor Grd

1BBT51InrushMultiplier = 10 xFLA (9622,504 Amps)Duration = 8 Cycles

1BBT51FLA

1BFT76FLA

Cable_AcomBS - P

T60_TA - 3PBLACK_START - 3P

∆ 0,03 s

∆ 0,179 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)36,67K1,833 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps BUS GEN (Nom. kV=18, Plot Ref. kV=18)

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Se

con

ds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Se

con

ds

ETAP Star 12.0.0C

Black Start

Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM

Date: 17-11-2014 Fault: Phase

±

1000/5

±

10/5

±

1500/5

1BBA51

±

1500/5±

50/5

1BBA76

Cable_Acom

4-3/C 240

1MKA76

8,44 MW

Cable_BS

3-3/C 300

CB2

Open

1BFT76

500 kVA

Cable_XFR_BS

1-3/C 300

CB12

CB29

Cable_AcomBS

3-3/C 300

R BLACK_START

CB 1BBA51-B

CB 1BBA10-A

R T60_TA

1BBT51

11,5 MVA

T60_TA - GGE MultilinT60CT Ratio 10:5IEC - Curve BPickup = 0,3 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 13x = 6,75 s, 5x = 3,38 s, 8x = 1,93 sInst = 0,5 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 5 s

BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s

∆ 4,9 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)20K1 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=3,3)

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

Black Start


Date: 17-11-2014 Fault: Ground

±

1000/5

±

10/5

±

1500/5

1BBA51

±

1500/5±

50/5

1BBA76

Cable_Acom

4-3/C 240

1MKA76

8,44 MW

Cable_BS

3-3/C 300

CB2

Open

1BFT76

500 kVA

Cable_XFR_BS

1-3/C 300

CB12

CB29

Cable_AcomBS

3-3/C 300

R BLACK_START

CB 1BBA51-B

CB 1BBA10-A

R T60_TA

1BBT51

11,5 MVA


ANEXO IV





ANEXO IV:

LISTADO AJUSTE DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DEL

SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta

Ide

nti

fica

ció

nT

ab

lero

- C

ub

ícu

lo

Te

nsi

ón

no

min

al

[V]

[kW] [kVA]

Fact

or

de

po

ten

cia

(Co

s φ

)

Inte

nsi

da

d n

om

ina

l [

A]

I d

e a

rra

nq

ue

/ I

no

min

al

Re

le d

e P

rote

cció

n

Pa

rám

etr

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

A 1MKA76 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600 8439,00 10549,00 0,85 922,80Inrush

ver curvasGE Multilin F650

Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon

AAAA

15005

505

Input typePickup levelTrip timeReset time

PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

PHAS25

0,170,00

Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint

PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LINDIS-ENA

-A-s--

PHAS3,5

IEC - CURVE C0,25INSTDIS

Input typePickup levelTrip timeRest time

PHAS-RMS0,005-

160,0000,00-900,000,00-900,00

-Ass

PHAS0,30,1

0,00

A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600 - 1500,00 0,90 131,26Inrush

ver curvasGE Multilin 350


AAAA

5005

505

Pickup levelTime Delay

0,05-20,000,00-300,00

pus

60,12

Pickup levelCurveTDMReset type

0,04-20,00

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,3IEC - CURVE C

1,2INST


0,005-3,0000,00-300,00

pus

0,060,08

A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600 - 5459,00 0,90 476,75Inrush



AAAA

8005

505


0,05-20,000,00-300,00

pus

60,12


0,04-20,00

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,6IEC - CURVE C

0,8INST


0,005-3,0000,00-300,00

pus

0,060,08

A 1BFT53 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH005 6600 - 3500,00 0,90 306,17Inrush



AAAA

5005

505


0,05-20,000,00-300,00

pus

110,15


0,04-20,00

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,75IEC - CURVE C

0,5INST


0,005-3,0000,00-300,00

pus

0,060,08




AAAA

5005

505


0,05-20,000,00-300,00

pus

110,15


0,04-20,00

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,75IEC - CURVE C

0,5INST


0,005-3,0000,00-300,00

pus

0,060,08

A 1MBU11AP001-M01

Motor 88WN-1 (Water Injection)In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES ESTIMADOS)

Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%

1BBA51GH007 6600224

(Motor)600

(Trafo)

23,95 A @ 6,6kV

(Motor)(estimado)

52,49 A(Trafo)

155,7 A @ 6,6kV

(Motor)(estimado)

Inrush Trafover curvas

GE Multilin 339

FLA MotorEnable Two SpeedLow Speed Switch


A--

AAAA

24Disabl

Off

1005

505

[Short-Circuit]S/C PKPS/C Delay

1,00-20,000,00-60,00

xCTs

70,03

[Mech Jam]Mech Jam PKPMech Jam Delay

1,01-4,500,00-30,00

xFLAs

3,005,00

Alarm FuncAlarm PKPAlarm on runAlarm on strtTrip FuncTrip PKPTrip on run

Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00

-pu

ss-

puss

Disab---

Enab0,060,08

0,5

A 1MBU21AP001-M01



1BBA51GH008 6600224

(Motor)600

(Trafo)

23,95 A @ 6,6kV

(Motor)(estimado)

52,49 A(Trafo)

155,7 A @ 6,6kV

(Motor)(estimado)


GE Multilin 339



A--

AAAA

24Disabl

Off

1005

505


1,00-20,000,00-60,00

xCTs

70,03


1,01-4,500,00-30,00

xFLAs

3,005,00


Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00

-pu

ss-

puss

Disab---

Enab0,060,08

0,5

Potencia nominal Ajustes generales Función 50P Función 51P Función 50SG

Cliente:

Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO

A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial

n/a


n/a

Edita: Cliente:

CLIENTE:

PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN

LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ

Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO

C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial

Área Téc.: SERVICIO:

IDOM Typ:

n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001


n/a02.07.01

ELÉCTRICA

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta

Ide

nti

fica

ció

nT

ab

lero

- C

ub

ícu

lo

Te

nsi

ón

no

min

al

[V]

A 1MKA76 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600

A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600

A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600

A 1BFT53 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH005 6600

A 1BFT51 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH006 6600

A 1MBU11AP001-M01



1BBA51GH007 6600

A 1MBU21AP001-M01



1BBA51GH008 6600

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type

PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

PHAS0,2DT0,8

INST

- - - N/A - - - N/A

Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function

0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA

VVVVVV

mHzs------

11551155

8120,210

ENAENADIS


0,005-3,000

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,04DT

7INST

- - - N/A - - - N/A - - - N/A


0,005-3,000

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,04DT

7INST

- - - N/A - - - N/A - - - N/A


0,005-3,000

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,04DT

7INST

- - - N/A - - - N/A - - - N/A


0,005-3,000

0,50-20,00INST-LIN

pu---

0,04DT

7INST

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A

- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A

Función 25

NOTA: en este caso "Bus" = linea desde 1MKA76, y "LINE" = barras 1BBA51. Este interruptor no puede cerrar contra generador en tensión

Función 27P Función 59PFunción 51SG

Cliente:



n/a


n/a

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta

Ide

nti

fica

ció

nT

ab

lero

- C

ub

ícu

lo

Te

nsi

ón

no

min

al

[V]

[kW] [kVA]

Fact

or

de

po

ten

cia

(Co

s φ

)

Inte

nsi

da

d n

om

ina

l [

A]

I d

e a

rra

nq

ue

/ I

no

min

al

Re

le d

e P

rote

cció

n

Pa

rám

etr

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Potencia nominal Ajustes generales Función 50P Función 51P Función 50SG

Cliente:



n/a


n/a

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

A 1MBT20AN001-M01

Motor 88AK-1 (Atomizing Air System)In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A


1BBA51GH009 6600375

(Motor)600

(Trafo)

38,44 A @ 6,6kV

(Motor)

52,49 A(Trafo)

254 A @ 6,6kV

(Motor)


GE Multilin 339



A--

AAAA

38,5Disabl

Off

1005

505


1,00-20,000,00-60,00

xCTs

70,03


1,01-4,500,00-30,00

xFLAs

3,0015,00


Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00

-pu

ss-

puss

Disab---

Enab0,060,08

0,5

A 1MBT30AN001-M01



1BBA51GH010 6600375

(Motor)600

(Trafo)

38,44 A @ 6,6kV

(Motor)

52,49 A(Trafo)

254 A @ 6,6kV

(Motor)


GE Multilin 339



A--

AAAA

38,5Disabl

Off

1005

505


1,00-20,000,00-60,00

xCTs

70,03


1,01-4,500,00-30,00

xFLAs

3,0015,00


Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00

0,00-60,000,00-60,00

-pu

ss-

puss

Disab---

Enab0,060,08

0,5

A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600 - - - - - GE Multilin 350Phase VT primaryPhase VT secondary

VV

7200:√3120:√3

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta

Ide

nti

fica

ció

nT

ab

lero

- C

ub

ícu

lo

Te

nsi

ón

no

min

al

[V]

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

A 1MBT20AN001-M01



1BBA51GH009 6600

A 1MBT30AN001-M01



1BBA51GH010 6600

A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Función 25Función 27P Función 59PFunción 51SG

Cliente:



n/a


n/a

- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A

- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A

- - - N/A

Pickup levelCurveTime dialUV PhasesMin Voltage

0,00-1,25DT-IT

0,1-600,0ANY-TWO-

ALL0,00-1,25

pu-s-

pu

0,82DT0,5

ANY0,2

Pickup levelTime delayOV Phases

0,00-1,250,1-600,0

ANY-TWO-ALL

pus-

1,002

ANY- - - N/A

RE

VIS

IÓN

CO

D

Descripció

n c

ort

a

Identificació

n

Table

ro -

Cubíc

ulo

Tensió

n n

om

inal [V

]

[kW] [kVA]

Facto

r de p

ote

ncia

(Cos φ

)

Inte

nsid

ad n

om

inal

[A

]

I de a

rranque

/ I

nom

inal

Rele

de P

rote

cció

n

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

A 1MKA77 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600 8439,00 10549,00 0,85 922,80Inrush

ver curvasGE Multilin F650

Input type

Pickup level

Trip time

Rest time

PHAS-RMS

0,005-160,000

0,00-900,00

0,00-900,00

-

A

s

s

PHAS

0,3

0,1

0,00

Input type

Pickup level

Curve shape

Time dial

Reset type

PHAS-RMS

0,05-160,00

0,00-900,00

INST-LIN

-

A

-

s

-

PHAS

0,2

DT

0,8

INST

- - - N/A - - - N/A

A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600 - 1500,00 0,90 131,26Inrush


Pickup level

Time Delay

0,005-3,000

0,00-300,00

pu

s

0,06

0,08

Pickup level

Curve

TDM

Reset type

0,005-3,000

0,50-20,00

INST-LIN

pu

-

-

-

0,04

DT

7

INST

- - - N/A - - - N/A

A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600 - 5459,00 0,90 476,75Inrush


Pickup level

Time Delay

0,005-3,000

0,00-300,00

pu

s

0,06

0,08

Pickup level

Curve

TDM

Reset type

0,005-3,000

0,50-20,00

INST-LIN

pu

-

-

-

0,04

DT

7

INST

- - - N/A - - - N/A



Pickup level

Time Delay

0,005-3,000

0,00-300,00

pu

s

0,06

0,08

Pickup level

Curve

TDM

Reset type

0,005-3,000

0,50-20,00

INST-LIN

pu

-

-

-

0,04

DT

7

INST

- - - N/A - - - N/A



Pickup level

Time Delay

0,005-3,000

0,00-300,00

pu

s

0,06

0,08

Pickup level

Curve

TDM

Reset type

0,005-3,000

0,50-20,00

INST-LIN

pu

-

-

-

0,04

DT

7

INST

- - - N/A - - - N/A

A 1MBU11AP001-M01

Motor 88WN-1 (Water Injection)

In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES

ESTIMADOS)

Transformador 600 KVA

6,6/4,16kV; Dy1; 6%

1BBA51GH007 6600224

(Motor)

600

(Trafo)

23,95 A @

6,6kV

(Motor)

(estimado)

52,49 A

(Trafo)

155,7 A @

6,6kV

(Motor)

(estimado)

Inrush Trafo

ver curvas

GE Multilin 339

Alarm Func

Alarm PKP

Alarm on run

Alarm on strt

Trip Func

Trip PKP

Trip on run

Trip on strt

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

-

pu

s

s

-

pu

s

s

Disab

-

-

-

Enab

0,06

0,08

0,5

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

A 1MBU21AP001-M01

Motor 88WN-2 (Water Injection)

In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES

ESTIMADOS)


6,6/4,16kV; Dy1; 6%

1BBA51GH008 6600224

(Motor)

600

(Trafo)

23,95 A @

6,6kV

(Motor)

(estimado)

52,49 A

(Trafo)

155,7 A @

6,6kV

(Motor)

(estimado)

Inrush Trafo

ver curvas

GE Multilin 339

Alarm Func

Alarm PKP

Alarm on run

Alarm on strt

Trip Func

Trip PKP

Trip on run

Trip on strt

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

-

pu

s

s

-

pu

s

s

Disab

-

-

-

Enab

0,06

0,08

0,5

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

A 1MBT20AN001-M01

Motor 88AK-1 (Atomizing Air System)

In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A


6,6/4,16kV; Dy1; 6%

1BBA51GH009 6600375

(Motor)

600

(Trafo)

38,44 A @

6,6kV

(Motor)

52,49 A

(Trafo)

254 A @

6,6kV

(Motor)

Inrush Trafo

ver curvas

GE Multilin 339

Alarm Func

Alarm PKP

Alarm on run

Alarm on strt

Trip Func

Trip PKP

Trip on run

Trip on strt

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

-

pu

s

s

-

pu

s

s

Disab

-

-

-

Enab

0,06

0,08

0,5

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

Función 27P Función 59PPotencia nominal Función 50SG Función 51SG

Edita: Cliente:

CLIENTE:

PROYECTO:

LOCALIZACIÓN:




IDOM Typ:

02.07.01 n/a

ELÉCTRICA


RESERVA FRIA ETEN

Chiclayo - Lambayeque - PERÚ

RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 n/a

RE

VIS

IÓN

CO

D

Descripció

n c

ort

a

Identificació

n

Table

ro -

Cubíc

ulo

Tensió

n n

om

inal [V

]

[kW] [kVA]

Facto

r de p

ote

ncia

(Cos φ

)

Inte

nsid

ad n

om

inal

[A

]

I de a

rranque

/ I

nom

inal

Rele

de P

rote

cció

n

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Pará

metr

o

Rango

Unid

ades

Valo

r aju

ste

Función 27P Función 59PPotencia nominal Función 50SG Función 51SG

Edita: Cliente:

CLIENTE:

PROYECTO:

LOCALIZACIÓN:




IDOM Typ:

02.07.01 n/a

ELÉCTRICA


RESERVA FRIA ETEN


RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 n/a

A 1MBT30AN001-M01

Motor 88AK-2 (Atomizing Air System)

In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A


6,6/4,16kV; Dy1; 6%

1BBA51GH010 6600375

(Motor)

600

(Trafo)

38,44 A @

6,6kV

(Motor)

52,49 A

(Trafo)

254 A @

6,6kV

(Motor)

Inrush Trafo

ver curvas

GE Multilin 339

Alarm Func

Alarm PKP

Alarm on run

Alarm on strt

Trip Func

Trip PKP

Trip on run

Trip on strt

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

Dis-Enable

0,03-1,00

0,00-60,00

0,00-60,00

-

pu

s

s

-

pu

s

s

Disab

-

-

-

Enab

0,06

0,08

0,5

- - - N/A - - - N/A - - - N/A

A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600 - - - - - GE Multilin 350 - - - N/A - - - N/A

Pickup level

Curve

Time dial

UV Phases

Min Voltage

0,00-1,25

DT-IT

0,1-600,0

ANY-TWO-ALL

0,00-1,25

pu

-

s

-

pu

0,82

DT

0,5

ANY

0,2

Pickup level

Time delay

OV Phases

0,00-1,25

0,1-600,0

ANY-TWO-ALL

pu

s

-

1,00

2

ANY

CÁLCULOS ELÉCTRICOS Rev. A

ANEXO V

RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 Pág/Page 269 de/of 288




ANEXO V:

CURVAS DE SELECTIVIDAD TIEMPO-CORRIENTE DEL

SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN

T60_TA - GGE MultilinT60CT Ratio 10:5IEC - Curve BPickup = 0,3 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 13x = 6,75 s, 5x = 3,38 s, 8x = 1,93 sInst = 0,5 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 5 s

BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s

XFR_Distr - GOC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

Transf Distribución



±

50/5

±

500/5

1BBA51

±

1500/5

±

50/5

±

1500/5R T60_TA

CB 1BBA10-A

R

BLACK_START

CB 1BBA51-BCB 1BBA51-E

R

XFR_Distr

Cable_1BFT53

2-3/C 185

1BFT53

3500 kVA

Cable_1BFT53 - P


T60_TA - PGE MultilinT60CT Ratio 1000:5IEC - Curve CPickup = 0,479 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 0,233x = 2,3 s, 5x = 0,767 s, 8x = 0,292 sInst = 4 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 0,2 s

XFR_Distr - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,75 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 sInst = 11 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,15 s

1BFT53InrushMultiplier = 10 xFLA (40014,38 Amps)Duration = 8 Cycles

1BFT53FLA


T60_TA - 3P

BLACK_START - 3P

XFR_Distr - 3P

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Se

con

ds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Se

con

ds

ETAP Star 12.0.0C

Transf Distribución



±

50/5

±

500/5

1BBA51

±

1500/5±

50/5

±

1500/5R T60_TA

CB 1BBA10-A

R

BLACK_START

CB 1BBA51-BCB 1BBA51-E

R

XFR_Distr

Cable_1BFT53

2-3/C 185

1BFT53

3500 kVA

XFR_Aislamiento - GOC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s

BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s Excitación - G

OC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Sec

onds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

Excitación & LCI



±

50/5

±

800/5

1BBA51

±

500/5

±

50/5

±

1500/5±

50/5

R

BLACK_START

CB 1BBA51-B

1MKC20

1500 kVA

Cable_1MKC20

1-3/C 150

R

Excitación

CB 1BBA51-C CB 1BBA10-D

R XFR_Aislamiento

Cable_1BPT10

3-3/C 240

1BPT10

5450/2725/2725 kVA

1BPT10InrushMultiplier = 10 xFLA (7563,844 Amps)Duration = 8 Cycles

1BPT10FLA

Cable_1BPT10 - P

1BPT102725 kVA (Secondary) 2,25 %ZDelta-Wye Open-DeltaCurve Shift = 1

Excitación - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,3 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 1,23x = 12 s, 5x = 4 s, 8x = 1,52 sInst = 6 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,12 s

XFR_Aislamiento - POC1GE Multilin350CT Ratio 800:5IEC - CPickup = 0,6 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,83x = 8 s, 5x = 2,67 s, 8x = 1,02 sInst = 6 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,12 s


1MKC201500 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta

1MKC20InrushMultiplier = 10 xFLA (19245,01 Amps)Duration = 8 Cycles

1MKC20FLA

Cable_1MKC20 - P

BLACK_START - 3P

Excitación - 3P

XFR_Aislamiento - 3P

∆ 0,37 s

∆ 0,05 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

Excitación & LCI



±

50/5

±

800/5

1BBA51

±

500/5

±

50/5

±

1500/5±

50/5

R

BLACK_START

CB 1BBA51-B

1MKC20

1500 kVA

Cable_1MKC20

1-3/C 150

R

Excitación

CB 1BBA51-C CB 1BBA10-D

R XFR_Aislamiento

Cable_1BPT10

3-3/C 240

1BPT10

5450/2725/2725 kVA

1MKC20

1500 kVA

Excitación

1BPT10

5450/2725/2725 kVA

XFR_AislamientoBLACK_START

Atomizing_Air - OLGE Multilin339CT Ratio 100:5Thermal OverloadPickup = 1,1 (1,01 - 1,25 xFLA)Curve Multiplier = 6

Atomizing_Air - OL-AGE Multilin339CT Ratio 100:5Start ProtectionAccel Trip = 1 (1 - 1 xFLA)Safe Stall Time Cold = 15

Atomizing_Air - OL-JGE Multilin339JamCT Ratio 100:5Pickup = 3 (1,01 - 4,5 xFLA)Time Delay = 15 s

Atomizing_Air - PGE Multilin339CT Ratio 100:5Inst = 7 (1 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,03 s

88AK-1-ColdStall = 42 sec

88AK-1-HotStall = 27 sec

Cable_88AK-1_XFRAmpacity

Cable_88AK-1 - P

Cable_88AK-1Ampacity

Cable_88AK-1_XFR - P

88AK-1_XFRFLA

88AK-1_XFRInrushMultiplier = 10 xFLA (832,717 Amps)Duration = 8 Cycles

88AK-1_XFR600 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta

Atomizing_Air - 3P

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)16,5K,825 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4)

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seco

nds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seco

nds

ETAP Star 12.0.0C

AA Motor



±

±

1BBA51

88AK-1

375 kW

88AK-1_XFR

600 kVA

Cable_88AK-1_XFR

1-3/C 70

Cable_88AK-1

1-3/C 70

R Atomizing_Air

1BBA51

88AK-1

375 kW

88AK-1_XFR

600 kVA

Cable_88AK-1_XFR

1-3/C 70

Cable_88AK-1

1-3/C 70

Atomizing_Air

Cable_88WN-1 - P

Cable_88WN-1_XFR - P

Water_Injection - OL-JGE Multilin339JamCT Ratio 100:5Pickup = 3 (1,01 - 4,5 xFLA)Time Delay = 5 s

88WN-1-HotStall = 10 sec

88WN-1-ColdStall = 15 sec

Water_Injection - OLGE Multilin339CT Ratio 100:5Thermal OverloadPickup = 1,1 (1,01 - 1,25 xFLA)Curve Multiplier = 2

Water_Injection - PGE Multilin339CT Ratio 100:5Inst = 7 (1 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,03 s

Water_Injection - OL-AGE Multilin339CT Ratio 100:5Start ProtectionAccel Trip = 1 (1 - 1 xFLA)Safe Stall Time Cold = 6

Cable_88WN-1Ampacity

Cable_88WN-1_XFRAmpacity

88WN-1_XFRFLA

88WN-1_XFRInrushMultiplier = 10 xFLA (832,717 Amps)Duration = 8 Cycles

88WN-1_XFR600 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta

Water_Injection - 3P

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)16,5K,825 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4)

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

Water Injection Motor



±

±

1BBA51

88WN-1

224 kW

88WN-1_XFR

600 kVA

Cable_88WN-1

1-3/C 70

Cable_88WN-1_XFR

1-3/C 70

R Water_Injection

1BBA51

Cable_88WN-1_XFR

1-3/C 70

88WN-1_XFR

600 kVA

88WN-1

224 kW

Cable_88WN-1

1-3/C 70

Water_Injection


ANEXO VI





ANEXO VI:

LISTADO AJUSTES DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS

SISTEMA DE BT

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta

Ide

nti

fica

ció

nT

ab

lero

- C

ub

ícu

lo

Te

nsi

ón

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min

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[V]

[kW] [kVA]

Re

nd

imie

nto

( ŋ)

Fact

or

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po

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cia

(Co

s φ

)

Inte

nsi

da

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l [

A]

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[kW] [kVA]

Inte

nsi

da

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de

ma

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ad

a [

A]

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Pa

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Va

los

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Pa

rám

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o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

A 1BFT53ACOMETIDA 1BFA53 DESDE TRANSFORMADOR 1BFT53. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN TRAFO.

1BFA53GH220 480 3500 1,00 0,85 4210 0,501220 (BFA53)1820 (BFA53+BMA52)2795 (TODA BT)

135020303160

162424423801

1 GE Multilin F650

Phase CT primaryPhase CT second.Ground CT primGround CT secon

Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon

AAAA

VV

50005

12505

480/R3120/R3


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-23

0,250


PHAS-RMS0,05-160,00


-A-s--

-5

IEC curve C0,5

INSTDIS


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

-15

IEEE E.I.15

0

A1BFA53-1BMA52

ACOPLAMIENTO BARRAS 1BFA53 - 1BMA52. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA53

1BMA52GH120 480 1,00 0,85 5000 0,50600 (BMA52)1575 (BMA52 + BFA51)

6801810

8182177

1 GE Multilin F650

Phase CT primaryPhase CT second.


AA

VV

50005

480/R3120/R3


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-15

0,150


PHAS-RMS0,05-160,00


-A-s--

-3,35

IEC- curve CINSTDIS


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A

A1BFA51-1BMA52

ACOPLAMIENTO BARRAS 1BMA52 - 1BFA51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA51

1BFA51GH120 480 1,00 0,85 5000 0,50600 (BMA52)1820 (BMA52 + BFA53)

6802030

8182442

1 GE Multilin F650



AA

VV

50005

480/R3120/R3


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-15

0,150


PHAS-RMS0,05-160,00


-A-s--

-3,35

IEC- curve CINSTDIS


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A


1BFA51GH220 480 3500 1,00 0,85 5000 0,50975 (BFA51)1575 (BFA51+BMA52)2795 (TODA BT)

113018103160

135921773801

1 GE Multilin F650

Phase CT primaryPhase CT second.Ground CT primGround CT secon


AAAA

VV

50005

12505

480/R3120/R3


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-23

0,250


PHAS-RMS0,05-160,00


-A-s--

-5

IEC curve C0,5

0DIS


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

-15

IEEE E.I.15

0

A 1XKA52ACOMETIDA 1BMA52 DESDE GENERADOR DE EMERGENCIA XKA52. FUNCIONES TENSIÓN DE LA ACOMETIDA.

1BMA52GH330 480 2123 2654 1,00 0,80 3192 0,50600 (EMERG)1970 (BLACK START)

6802205

8182652

1 GE Multilin F650



AA

VV

40005

480/R3120/R3


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-25

0,30


PHAS-RMS0,05-160,00


-A-s--

-4,8

IEC curve C0,5InstDIS


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A

A 1BMA52 (27) RELÉ TENSIÓN BARRA 1BMA52 1BMA52GH330 480 GE Multilin 350Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon

VV

480/R3120/R3

ANULADO ANULADO ANULADO

Potencia nominal Potencia demandadaAjustes generales Función 50 Función 51 Función 51G

Cliente:

RESERVA FRIA ETEN


UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO

KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial

SERVICIO:

n/a


n/a

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

REV

ISIÓ

N

CO

D

De

scri

pci

ón

co

rta


A1BFA53-1BMA52

ACOPLAMIENTO BARRAS 1BFA53 - 1BMA52. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA53

A1BFA51-1BMA52

ACOPLAMIENTO BARRAS 1BMA52 - 1BFA51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA51


A 1XKA52ACOMETIDA 1BMA52 DESDE GENERADOR DE EMERGENCIA XKA52. FUNCIONES TENSIÓN DE LA ACOMETIDA.

A 1BMA52 (27) RELÉ TENSIÓN BARRA 1BMA52

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

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s

Va

lor

aju

ste

Pa

rám

etr

o

Ra

ng

o

Un

ida

de

s

Va

lor

aju

ste


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-10

20


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A

Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker

PHAS-RMS3-300

0,00-900,000-300

ANY-TWO-ALL

DIS-ENA

-V-sV--

-84

DEF2

72ANY

DIS

Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic

3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL

Vss-

13220

ALL



VVVVVV

mHzs------

24842484

812

0,210

DISENADIS


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-210


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A


PHAS-RMS3-300

0,00-900,000-300

ANY-TWO-ALL

DIS-ENA

-V-sV--

-84

DEF2

72ANY

DIS


3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL

Vss-

13220

ALL



VVVVVV

mHzs------

24842484

812

0,210

DISENADIS


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-210


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A


PHAS-RMS3-300

0,00-900,000-300

ANY-TWO-ALL

DIS-ENA

-V-sV--

-84

DEF2

72ANY

DIS


3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL

Vss-

13220

ALL



VVVVVV

mHzs------

24842484

812

0,210

DISENADIS


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-10

20


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A


PHAS-RMS3-300

0,00-900,000-300

ANY-TWO-ALL

DIS-ENA

-V-sV--

-84

DEF2

72ANY

DIS


3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL

Vss-

13220

ALL



VVVVVV

mHzs------

24842484

812

0,210

DISENADIS


PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00

-Ass

-420


PHAS-RMS0,05-160,00

0,00-900,00INST-LIN

-A-s-

N/A


PHAS-RMS3-300

0,00-900,000-300

ANY-TWO-ALL

DIS-ENA

-V-sV--

-84

DEF2

72ANY

DIS


3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL

Vss-

13220

ALL



VVVVVV

mHzs------

24842484

812

0,210

DISENADIS

ANULADO ANULADO

Input TypePH UV PKPPH UV CURVEPH UV DELAYPH UV PHASESPH UV MIN VOLTAGE

PHAS-RMS0 - 1,25

Def - Inv,0 - 600

ANY-TWO-ALL0 -1,25

pu-s-

pu

Input TypePH OV PKPPH OV DELAYPH OV PHASES

PHAS-RMS0 - 1,250 - 600

ANY-TWO-ALL

pus-

N/A

Función 27P Función 25Función 59PFunción 51NFunción 50N

Cliente:

RESERVA FRIA ETEN


UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO

KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial

SERVICIO:

n/a


n/a

REV

ISIÓ

N

CO

D

Des

crip

ció

n c

ort

a

Iden

tifi

caci

ón

Tab

lero

- C

ub

ícu

lo

Ten

sió

n n

om

inal

[V

]

[kW] [kVA]

Ren

dim

ien

to( ŋ

)

Fact

or

de

po

ten

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(Co

s φ

)

Inte

nsi

dad

no

min

al [

A]

Fact

or

de

carg

a

[kW] [kVA]

Inte

nsi

dad

d

eman

dad

a [

A]

I de

arra

nq

ue

/ I n

om

inal

Rel

evad

or

Pará

met

ro

Un

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es

Val

or

aju

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Ran

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Un

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Val

or

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Pará

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Un

idad

es

Val

or

aju

ste

Pará

met

ro

Ran

go

Un

idad

es

Val

or

aju

ste

A 1BJA80 PLANTA TRATAMIENTO AGUA 1BFA53GS111 480 340 400 1,00 0,85 482 1,00 340 400,00 482,00 - 340Schneider NSX630Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

630630

Pickup (Ir)tr (@6xIr)

250-6300,5-16

As

5002

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1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-11,0 x In6

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0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BRT53 TRAFO BYPASS DEL UPS 1BFA53GS122 480 34 40 1,00 0,90 50 1,00 26 30,00 36,00 1 -Schneider NSX100Micrologic 6.2A

FrameIn rating

AA

100100


40-1000,5-16

As

632

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In 8

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

N/A

A 1MBN50AH010 FUEL HEATING SKID 1BFA53GS142 480 450 450 1,00 1,00 650,00 1 -Schneider NS800LMicrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

800800


0,4 -1 0,7-24

xIns

0,812

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In8

IgtgI2t

0,2-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BJA12 CCM 2 DE LA TURBINA DE GAS 1BFA53GS241 480 670 824 1,00 0,85 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E

FrameIn rating

AA

12501250


0,4 -1 0,7-24

xIns

0,962

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In6

IgtgI2t

500-12000-0,4

On/Off

As-

N/A

A 1BJA76GENERADOR AUXILIAR: EMERGENCIA (BACKUP)

1BMA52GS141 480 144 169 1,00 0,85 250,00 1Schneider NSX250Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

250250


100-2500,5-16

As

2502

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-12 x In6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BMB52 CCM ESENCIALES DEL BOP 1BMA52GS142 480 180 215 1,00 0,85 400,00 1Schneider NSX400Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

400400


160-4000,5-16

As

4002

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1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-12 x In6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

N/A

A 1BNA91 TABLERO ESENCIALES SALA CONTROL 1BMA52GS211 480 30 36,00 1Schneider NSX100Micrologic 6.2A

FrameIn rating

AA

100100


40-1000,5-16

As

402

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/A Ii 1,5-15 x In 6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BNA59 TABLERO SUBESTACIÓN 1BMA52GS212 480 50 60,00 1Schneider NSX100Micrologic 6.2A

FrameIn rating

AA

100100


40-1000,5-16

As

722

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/A Ii 1,5-15 x In 6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BTL52 CARGADOR DC #2 1BMA52GS241 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

160160


63-1600,5-16

As

1152

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/A Ii 1,5-15 x In 8

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BJA20 CCM ESENCIALES DE LA TURBINA DE GAS 1BMA52GS311 480 416 495 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E

FrameIn rating

AA

12501250


0,4 -1 0,7-24

xIns

0,962

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In6

IgtgI2t

500-12000-0,4

On/Off

As-

N/A

A 1BJA51 CCM DEL BOP 1BFA51GS141 480 300 375 800,00 1 -Schneider NS800LMicrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

800800


0,4 -1 0,7-24

xIns

12

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In6

IgtgI2t

0,2-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

N/A

A 1BJA11 CCM 1 DE LA TURBINA DE GAS 1BFA51GS241 480 770 940 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E

FrameIn rating

AA

12501250


0,4 -1 0,7-24

xIns

0,962

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In6

IgtgI2t

500-12000-0,4

On/Off

As-

N/A

A 1BLA91 PANEL OFICINAS 1BFA51GS311 480 90 110,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

160160


63-1600,5-16

As

1202

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In 6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BLA92 PANEL TALLER 1BFA51GS312 480 50 60,00Schneider NSX100Micrologic 6.2A

FrameIn rating

AA

100100


40-1000,5-16

As

662

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

50,3ON

Ii 1,5-15 x In 6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1SGA81GH003 BOMBA ELÉCTRICA PCI (CONTRAINCIDIOS) 1BFA51GS342 480 150 250,00 7 1700Schneider NSX630Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

630630


250-6300,5-16

As

5008

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/AIi 1,5-11,0 x In

8

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

N/A

A 1BTL51 CARGADOR DC #1 1BFA51GS411 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

160160


63-1600,5-16

As

1052

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/A Ii 1,5-15 x In 8

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

A 1BLA51 AUXILIARES DEL BOP NO ESENCIALES 1BFA51GS422 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A

FrameIn rating

AA

160160


63-1600,5-16

As

1052

IsdtdI2t

1,5-10,00,0-0,40

On/Off

x Irs'-

N/A Ii 1,5-15 x In 6

IgtgI2t

0,4-1,00-0,4

On/Off

x Ins-

10,5

Función GFunción SAjustes generales Función L

I max

arr

anq

ue

mo

tor

may

or

[A]

Potencia nominal

Potencia demandada Función I

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

REV

ISIÓ

N

CO

D

Des

crip

ció

n c

ort

a

Iden

tifi

caci

ón

Tab

lero

- C

ub

ícu

lo

Ten

sió

n n

om

inal

[V

]

[kW] [kVA]

Ren

dim

ien

to(ŋ

)

Fact

or

de

po

ten

cia

(Co

s φ

)

Inte

nsi

dad

no

min

al [

A]

Fact

or

de

carg

a

[kW] [kVA]

Inte

nsi

dad

dem

and

ada

[A

]

I de

arra

nq

ue

Rel

evad

or

Pará

met

ro

Un

idad

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Pará

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Ran

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Un

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es

Val

or

aju

ste

Pará

met

ro

Ran

go

Un

idad

es

Val

or

aju

ste

A 1EGB60AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA TANQUE COMBUSTIBLE 1 BJA51-A-4.1.1 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1EGB70AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA TANQUE COMBUSTIBLE 2 BJA51-A-4.1.2 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1EGD61AA351 VALVULA MOTORIZADA ALIMENTACIÓN COMBUSTIBLE TG Y GEN. AUXILIAR 2 BJA51-A-4.1.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1EGD62AA351 VALVULA MOTORIZADA ALIMENTACIÓN COMBUSTIBLE TG Y GEN. AUXILIAR 1 BJA51-A-4.1.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GAD72AA351 VALVULA MOTORIZADA PTA A TANQUE AGUA 2 BJA51-A-4.1.5 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GAD73AA351 VALVULA MOTORIZADA PTA A TANQUE AGUA 1 BJA51-A-4.1.6 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GNK80AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA PTA A BALSA EVAPORACIÓN BJA51-A-4.2.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GNK90AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA PTA A TANQUE HOMOGENEIZACIÓN BJA51-A-4.2.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GAD91AA351 VALVULA MOTORIZADA TANQUE AGUA A PTA 2 BJA51-A-4.3.1 480 0,43 0,80 0,85 1,32 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1GAD81AA351 VALVULA MOTORIZADA TANQUE AGUA A PTA 1 BJA51-A-4.3.3 480 0,43 0,80 0,85 1,32 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170

A 1EGD52AP001-M01 Bomba 1 Alimentación Combustible a Generador Auxiliar BJA51-C-1 480 1,10 0,81 0,80 2,00 Schneider GV2P07 CCM-02E Rango Ajuste 1,6-2,5 A 2,5 Disparo fijo A 33,5

A 1GMB61AP001-M01 Bomba 1 Pozo de bombeo Separador aceitosas a Balsa Evaporación BJA51-C-3 480 5,50 0,90 0,87 8,40 Schneider GV2P16 CCM-02E Rango Ajuste 9-14 A 10,5 Disparo fijo A 170

A 1GNK61AP001-M01 Bomba 1 Depósito de homogeneización y neutralización a balsa evaporación BJA51-C-4 480 7,50 0,91 0,88 11,30 Schneider GV2P16 CCM-02A Rango Ajuste 9-14 A 14,0 Disparo fijo A 170

A 1GAD60AP001-M01 Bomba Recirculación Tanque 1GAD60BB010 BJA51-C-6 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416

A 1GAD70AP001-M01 Bomba Recirculación Tanque 1GAD70BB010 BJA51-C-7 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416

A 1EGD53AP001-M01 Bomba 2 Alimentación Combustible a Generador Auxiliar BJA51-D-1 480 1,10 0,81 0,80 2,00 Schneider GV2P07 CCM-02E Rango Ajuste 1,6-2,5 A 2,5 Disparo fijo A 33,5

A 1GMB71AP001-M01 Bomba 2 Pozo de bombeo Separador aceitosas a Balsa Evaporación BJA51-D-3 480 5,50 0,90 0,87 8,40 Schneider GV2P16 CCM-02E Rango Ajuste 9-14 A 10,5 Disparo fijo A 170

A 1GNK71AP001-M01 Bomba 2 Depósito de homogeneización y neutralización a balsa evaporación BJA51-D-4 480 7,50 0,91 0,88 11,30 Schneider GV2P16 CCM-02A Rango Ajuste 9-14 A 14,0 Disparo fijo A 170

A 1GHC61AP001-M01Bomba 1 Alimentación Agua Desmineralizada a Turbina de Gas

BJA51-D-6 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416

A 1GHC62AP001-M01Bomba 2 Alimentación Agua Desmineralizada a Turbina de Gas

BJA51-D-7 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416

A 1MBN50AN001-M01 FUEL HEATING SKID VENT FAN MOTOR 88FDH-1 BJA51-E-1 480 0,40 1,00 0,85 0,60 Schneider GV2P06 CCM-02C Rango Ajuste 1-1,6 A 1,0 Disparo fijo A 23

Potencia nominal

Potencia demandada Ajustes generales Función L ó Térmico Función I ó magnético

Esq

. Típ

ico

Edita: Cliente:

CLIENTE:






IDOM Typ:



n/a02.07.01

ELÉCTRICA

A 1GHC82Grupo de Presión Alimentación Agua Desmineralizada a Servicios Auxiliares

BJA51-E-10.11 480 16,50 0,95 0,81 25,80 175Schneider NSX100TMD

CCM-04FrameRating Plug

AA

10032

Pickup levelTime dial

0,7-1,0FIJO

x Ins

115 s @6xIr

Pickup levelFIJO A 400,00

A 1SCA79 ESTACIÓN DE AIRE COMPRIMIDO 1 BJA51-E-10.12 480 13,20 0,90 0,85 20,80Schneider NSX100TMD


AA

10032


0,7-1,0FIJO

x Ins

115 s @6xIr


A 1BAT10GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR 1BAT10 (BACKUP) BJA51-E-10.13 480 36,00 0,90 0,85 56,60 112Schneider NSX100TMD


AA

10080


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,8815 s @6xIr


A 1GHA81Grupo de Presión Alimentación Agua bruta a Enfriadores Evaporativos / Potabilizadora

BJA51-E-10.21 480 18,50 0,95 0,85 27,60 189Schneider NSX100TMD


AA

10040


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,8615 s @6xIr


A 1SDT30AN010 WATER WASH SKID BJA51-E-4 480 81,54 1,00 0,85 115,30Schneider NSX160TMD


AA

160160


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,915 s @6xIr


A 1EGA72AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE COMBUSTIBLE 1 BMB52-A-3.1.1 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1EGA73AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE COMBUSTIBLE 2 BMB52-A-3.1.2 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1GAF81AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE AGUA 1 BMB52-A-3.1.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1GAF82AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE AGUA 2 BMB52-A-3.1.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1EGD50AA351 VALVULA MOT. ALIMENTACIÓN TANQUE DIARIO GEN. AUX. BMB52-A-3.1.6 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1UBA51AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR MT BMB52-A-3.2.1 480 0,30 0,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1BAC10GH001 AUX. ACCIONAMIENTOS INTERRUPTOR GENERADOR BMB52-A-3.2.2 480 1,95 2,30 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1UBA52AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR BT BMB52-A-3.2.3 480 0,83 1,30 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1BFT51AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR TRAFO 1BFT51 BMB52-A-3.2.4 480 1,10 1,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1BFT53AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR TRAFO 1BFT53 BMB52-A-3.2.5 480 1,10 1,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A 1BBT51GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR 1BBT51 BMB52-A-3.2.6 480 1,20 3,00 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00

A HVAC CONTENEDOR ELECTRÓNICA BMB52-D-10.1.1 480 5,20 7,40Schneider NSX100TMD


AA

10016


0,7-1,0FIJO

x Ins

115 s @6xIr


A 1SCA80 ESTACIÓN DE AIRE COMPRIMIDO 2 BMB52-D-10.1.2 480 13,20 0,90 0,85 20,80Schneider NSX100TMD


AA

10032


0,7-1,0FIJO

x Ins

115 s @6xIr


A 1BNA52 TABLERO DE ESENCIALES BMB52-D-10.1.3 480 25,11Schneider NSX100TMD


AA

10063


0,7-1,0FIJO

x Ins

115 s @6xIr


A 1GAF_1GH001 ISLA DE CARGA AGUA BRUTA BMB52-D-10.2.2 480 48,74 146Schneider NSX100TMD


AA

10063


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,9515 s @6xIr


A 1BAT10GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR PRINCIPAL 1BAT10 BMB52-D-10.2.3 480 36,00 0,90 0,85 56,60 112Schneider NSX100TMD


AA

10080


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,8815 s @6xIr


A 1SGA81GH002 TABLERO PCI (BOMBA JOCKEY) BMB52-D-10.3.1 480 2,20 3,46 24Schneider NSX100TMD


AA

10016


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,715 s @6xIr


A 1EGA_1GH001 ISLA DE CARGA COMBUSTIBLE BMB52-D-10.3.2 480 31,00 48,74 146Schneider NSX100TMD


AA

10063


0,7-1,0FIJO

x Ins

0,9515 s @6xIr



ANEXO VII





ANEXO VII:

CURVAS DE SELECTIVIDAD TIEMPO-CORRIENTE SISTEMA

DE BT

CB-BJA12Merlin Gerin MICROLOGIC 6.0Sensor = 1250LT Pickup = 0.96 (1200 Amps)LT Band = 2ST Pickup = 5 (6000 Amps)ST Band = 0.3 (I^x)t = INInst. Pickup = 6 (7500 Amps)

1BFT53-F1 - P - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 23 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,25 s

1BFT53-F1 - P - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5IEC - Curve CPickup = 5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 s

CB-Motor

Cable_1BFT53Ampacity

XFR_Distr - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,75 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 sInst = 11 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,15 s

1BFT53FLA

1BFT53Inrush


Cable_1BFT53 - P

1BFT53-F1 - 3P XFR_Distr - 3P

ACOP 53-51 F1 - P - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 15 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,15 s

ACOP 53-51 F1 - P - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5IEC - Curve CPickup = 3,35 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 s

ACOP 53-51 F1 - 3P

∆ 0,09 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 100 1BFA53 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

COORDINACIÓN BT (FASES)

Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚContract:Engineer: IDOMFilename: \\ATBCN\industrial\4 ENCARGOS\17595\CD\02 INGENIERÍA\07 ELÉCTRICO\04 C

Date: 21-11-2014 SN: IDOMINGCONRev: BaseFault: Phase

1BJA12

±

±

±

±

±

1BBA51

1BFA53 1BMA52

CB 1BBA51-E

1BFT53

3500 kVA

CB 53/52

CB 1BFA53-A

Cable_1BFT53

2-3/C 185

R XFR_Distr

R 1BFT53-F1

R ACOP 53-51 F1

CB-BJA12

CB-Motor

88TK-2

200 HP

1BBA51

CB 1BBA51-E

CB 1BFA53-A

88TK-2

200 HP

1BMA521BFA53

1BJA12

Cable_1BFT53

2-3/C 185

CB-Motor CB 53/52

1BFT53

3500 kVA

XFR_Distr

ACOP 53-51 F1

CB-BJA12

1BFT53-F1

ACOP 53-51 F1 - N - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 2,07 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 1 s

CB-BJA12Merlin Gerin MICROLOGIC 6.0Sensor = 1250Ground Pickup = J (1200 Amps)Ground Band = 0.3 (I^x)t = IN

Cable_1BFT53Ampacity

1BFT53-F1 - N - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 10,07 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 2 s

1BFT53-F1 - G - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 1250:5ANSI - Extremely InversePickup = 15 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 503x = 33 s, 5x = 12,4 s, 8x = 6,28 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 12.0.0C

COORDINACIÓN BT (NEUTRO)

Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚContract:Engineer: IDOMFilename: \\ATBCN\industrial\4 ENCARGOS\17595\CD\02 INGENIERÍA\07 ELÉCTRICO\04 C

Date: 21-11-2014 SN: IDOMINGCONRev: BaseFault: Ground

1BJA12

±

±

±

±

±

1BBA51

1BFA53 1BMA52

CB 1BBA51-E

1BFT53

3500 kVA

CB 53/52

CB 1BFA53-A

Cable_1BFT53

2-3/C 185

R XFR_Distr

R 1BFT53-F1

R ACOP 53-51 F1

CB-BJA12

CB-Motor

88TK-2

200 HP

1BBA51

CB 1BBA51-E

CB 1BFA53-A

88TK-2

200 HP

1BMA521BFA53

1BJA12

Cable_1BFT53

2-3/C 185

1BFT53

3500 kVA

XFR_Distr

CB 53/52CB-Motor

CB-BJA12

ACOP 53-51 F1

1BFT53-F1


ANEXO VIII





ANEXO VIII:

CÁLCULO MÍNIMA CORRIENTE CORTOCIRCUITO

One-Line Diagram - OLV1

page 1 19:36:43 nov 21, 2014 Project File: Eten_protecciones

ETEN: CORTOCIRCUITO 20/11/2014

ESTUDIO MÍNIMO CORTOCIRCUITO

GENERADOR EMERGENCIA 2123 kVA Xd = 13,3% CONECTADO A 1BMA52 EN ISLA

GENERADOR AUXILIAR Y PRINCIPAL DESCONECTADOS

TRAFOS MT/BT 3500 kVA Uk=14%

SOLO CCM GENERALES CONECTADOS

1BBA51

6,6 kV0 k

V 06,66 kA -84,4

±

±

±

±

±

±

1BFA51

0,48 kV0 k

V 0

21,95 kA -81,8

±

±

1BFA53

0,48 kV 0 kV 0

23,27 kA -80,9

1BMA52

0,48 kV 0 kV 0

27,45 kA -83,8

1BNB52

0,38 kV 0 kV 0

4,1 kA -59,9

CGDE

0,48 kV

0 kV 0

29,55 kA -86,4

±

±

±

±

±

±

±

±

±

±

1BBA76

6,6 kV

1BJA76

0,48 kV

±

±

±

BUS GEN

18 kV

0 kV 0

39,34 kA -86,2

S.E. Etén

220 kV 0 kV 0

7,3 kA -83

S.E. Reque

220 kV 0 kV 0

7,94 kA -82,9

Sistema PCI

200 kW

Red Eléctrica Peruana

3022 MVAsc

220 kV

7,93

Narcissus

AL 2,92 km

0,014

1BAT10

13,33 %Z

220/18 kV

YNd1

300 MVA

39,17

1MKA10

225 MW

18 kV

17 %Xd"

9021 A

Isolated Phase CU

35 m

Open

Isolated Phase CU

35 m

0,175Isolated Phase CU

8 m

R

1BBT51

13,5 %Z

18/6,9 kV

Dyn11 11,5 MVA

2,5% TapP

4-3/C 240

CU 40 m

1MKA76

8,44 MW

6,6 kV

16 %Xd"

922,9 A

3-3/C 300

CU 20 m

Open

CARGAS 1BJA76

270 kVA

1BFT76

4 %Z

6,6/0,505 kV

Dyn11

500 kVA

2,5% TapP

1-3/C 300

CU 20 m

3-3/C 300

CU 120 m

R

Excitación 1MKC10

944 kVA

1MKC20

6 %Z

6,6/0,45 kV

Yd1 1500 kVA

1-3/C 150

CU 40 m

R

1BPT10

6/6/6 %Z

6,6/2,08/2,08 kV

5450/2725/2725 kVA

3-3/C 240

CU 40 m

R

Open

88WN-1

224 kW

1-3/C 70

CU 50 m

88WN-1_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

1-3/C 70

CU 70 m

R

88WN-2

224 kW

1-3/C 70

CU 50 m

88WN-2_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

1-3/C 70

CU 70 m

Open

88AK-1

375 kW

1-3/C 70

CU 50 m

88AK-1_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

1-3/C 70

CU 100 m

R

88AK-2

375 kW

1-3/C 70

CU 50 m

88AK-2_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

1-3/C 70

CU 100 m

Open

W-1BMB20

1XKA52

2123 kW

0,48 kV

10,7 %Xd"

3191 A

28,68

6-3/C 300

CU 50 m

CARGAS 1BNB52

82,2 kVA

0,077

4,02

1BNT52

4 %Z

0,48/0,4 kV

Dyn1

150 kVA

0,067

W-1BMB52

MBN50 AH010

450 kVA

1BJA80

400 kVA

W-1BJA12

1BFT53

14 %Z

6,6/0,505 kV

Dyn11 3500 kVA

2-3/C 185

CU 40 m

R

2-3/C 185

CU 40 m

1BFT51

14 %Z

6,6/0,505 kVDyn11 3500 kVA

W-1BJA51W-1BJA11

2-3/C 240

CU 115 m

RR

19,5

R

Open

R

Open

Open

Open

OpenOpen Open

OpenOpen Open

LCI 1BPA10_1

2725 kVALCI 1BPA10_2

2725 kVA

19,43

Open

Excitación 1MKC10

944 kVALCI 1BPA10_1

2725 kVA

MBN50 AH010

450 kVA

CARGAS 1BNB52

82,2 kVA

W-1BJA51W-1BMB20W-1BJA12W-1BJA11W-1BMB52

1BJA80

400 kVA

CARGAS 1BJA76

270 kVA

LCI 1BPA10_2

2725 kVA

Red Eléctrica Peruana

3022 MVAsc

220 kV

1MKA10

225 MW

18 kV

17 %Xd"

9021 A

1MKA76

8,44 MW

6,6 kV

16 %Xd"

922,9 A

Narcissus

AL 2,92 km

6-3/C 300

CU 50 m

3-3/C 300

CU 120 m

3-3/C 300

CU 20 m1-3/C 300

CU 20 m

1-3/C 70

CU 50 m

1-3/C 70

CU 50 m

1-3/C 70

CU 50 m

1-3/C 70

CU 100 m

1-3/C 70

CU 70 m

1-3/C 70

CU 70 m

2-3/C 185

CU 40 m

2-3/C 185

CU 40 m1-3/C 150

CU 40 m 3-3/C 240

CU 40 m

4-3/C 240

CU 40 m

1-3/C 70

CU 100 m

1-3/C 70

CU 50 m

2-3/C 240

CU 115 m

1BAT10

13,33 %Z

220/18 kV

YNd1

300 MVA

1BBT51

13,5 %Z

18/6,9 kV

Dyn11 11,5 MVA

2,5% TapP

1BFT53

14 %Z

6,6/0,505 kV

Dyn11 3500 kVA

1BFT51

14 %Z

6,6/0,505 kVDyn11 3500 kVA

1MKC20

6 %Z

6,6/0,45 kV

Yd1 1500 kVA

1BNT52

4 %Z

0,48/0,4 kV

Dyn1

150 kVA

88WN-1_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

88WN-2_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

88AK-1_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

88AK-2_XFR

6 %Z

6,6/4,16 kV

Yd1

600 kVA

1BFT76

4 %Z

6,6/0,505 kV

Dyn11

500 kVA

2,5% TapP

1BPT10

6/6/6 %Z

6,6/2,08/2,08 kV

5450/2725/2725 kVA

1BBA51

6,6 kV

1BFA53

0,48 kV

1BFA51

0,48 kV

S.E. Etén

220 kV

BUS GEN

18 kV

1BMA52

0,48 kV

CGDE

0,48 kV 1BNB52

0,38 kV

S.E. Reque

220 kV

1BBA76

6,6 kV

1BJA76

0,48 kV

Sistema PCI

200 kW

88WN-1

224 kW

88AK-1

375 kW

88WN-2

224 kW

88AK-2

375 kW

1XKA52

2123 kW

0,48 kV

10,7 %Xd"

3191 A

0,1970,294

6,19

3,98 2,540,85426,57

0,918

0,014

7,28

0 kV 0

7,94 kA -82,9

0 kV 0

4,1 kA -59,9

0 kV 0

29,55 kA -86,4

0 kV 0

27,45 kA -83,8

0 kV 0

39,34 kA -86,2

0 kV 0

7,3 kA -83

0 kV 0

21,95 kA -81,80 k

V 023,27 kA -80,9

0 kV 06,66 kA -84,4

Isolated Phase CU

35 m

Open

Isolated Phase CU

35 m

Isolated Phase CU

8 m

6,19

Open

Open

Open

Open

0,014

39,17

Open

19,43

OpenOpen

Open Open

Open

Open

Open

2,54

Open

4,02

0,077

7,93

7,28

0,175

0,014

Open

0,294 0,197

26,573,98 0,0670,854

Open

28,68

0,918

19,5

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